Piątek 80 100 130 13 transkrypcja. Instrukcja obsługi turbiny parowej
Pierwsze dziesięć tarcz wirnika niskie ciśnienie kute integralnie z wałem, zamontowane są pozostałe trzy tarcze.
Wirniki HPC i LPC są ze sobą sztywno połączone za pomocą kołnierzy kutych integralnie z wirnikami. Wirniki LPC i generatora typu TVF-120-2 połączone są sztywnym sprzęgłem.
Dystrybucja pary turbinowej odbywa się za pomocą dyszy. Para świeża doprowadzana jest do osobnej skrzynki dyszowej, w której znajduje się automatyczna przesłona, skąd para przepływa rurami obejściowymi do zaworów sterujących turbiny.
Po wyjściu z HPC część pary trafia do kontrolowanej ekstrakcji produkcyjnej, reszta kierowana jest do LPC.
Ekstrakcje grzewcze przeprowadza się z odpowiednich komór LPC.
Punkt mocowania turbiny znajduje się na ramie turbiny od strony generatora, a zespół wysuwa się w kierunku przedniego łożyska.
Aby skrócić czas nagrzewania i poprawić warunki rozruchu, zapewniono ogrzewanie parowe kołnierzy i śrub dwustronnych oraz dostarczanie pary świeżej do przedniego uszczelnienia HPC.
Turbina wyposażona jest w urządzenie do obracania wału, które obraca linię wału agregatu z częstotliwością 0,0067.
Urządzenie z łopatką turbiny jest zaprojektowane i skonfigurowane do pracy przy częstotliwości sieciowej 50 Hz, co odpowiada obrotowi wirnika wynoszącemu 50. Dozwolone długa praca turbiny o częstotliwości sieciowej od 49 do 50,5 Hz.
Wysokość fundamentu zespołu turbinowego od poziomu podłogi pomieszczenia skraplającego do poziomu podłogi pomieszczenia turbiny wynosi 8 m.
2.1 Opis schematu cieplnego turbiny PT–80/100–130/13
Urządzenie kondensacyjne składa się z grupy skraplaczy, urządzenia do usuwania powietrza, pomp kondensatu i cyrkulacyjnych, eżektora układ obiegowy, filtry do wody, rurociągi wraz z niezbędną armaturą.
Grupa skraplaczy składa się z jednego skraplacza z wbudowanym bankiem o łącznej powierzchni chłodzącej 3000 m² i ma za zadanie skraplać wchodzącą do niej parę, wytworzyć podciśnienie w rurze wydechowej turbiny i zabezpieczyć kondensat, a także wykorzystać ciepło pary wchodzącej do skraplacza w trybach pracy zgodnie z harmonogramem termicznym do podgrzewania wody uzupełniającej w wiązce zabudowanej.
Skraplacz posiada specjalną komorę wbudowaną w część parową, w której zainstalowana jest sekcja HDPE nr 1. Pozostałe HDPE instaluje osobna grupa.
Jednostka regeneracyjna przeznaczona jest do podgrzewania wody zasilającej parą pobraną z nieregulowanych wylotów turbiny i posiada cztery stopnie LPH, trzy stopnie HPH oraz odgazowywacz. Wszystkie grzejniki są typu powierzchniowego.
HPH nr 5, 6 i 7 mają konstrukcję pionową z wbudowanymi schładzaczami i chłodnicami drenażowymi. PVD są wyposażone w zabezpieczenie grupowe, składające się z automatycznego wylotu i zawory zwrotne na wlocie i wylocie wody, zawór automatyczny z elektromagnesem, rurociąg do uruchamiania i wyłączania grzejników.
HDPE i HDPE (oprócz HDPE nr 1) wyposażone są w zawory sterujące do usuwania kondensatu, sterowane za pomocą regulatorów elektronicznych.
Odprowadzanie kondensatu pary grzewczej z nagrzewnic odbywa się kaskadowo. Z HDPE nr 2 kondensat jest wypompowywany pompą spustową.
Instalacja do ogrzewania wody sieciowej składa się z dwóch podgrzewaczy sieciowych, pomp kondensatu i sieci. Każdy podgrzewacz jest poziomym wymiennikiem ciepła para-woda o powierzchni wymiany ciepła 1300 m², który tworzą proste rurki mosiężne, rozszerzony obustronnie w arkuszach rurowych.
3 Wybór sprzęt pomocniczy schemat termiczny stacji
3.1 Wyposażenie dostarczane wraz z turbiną
Ponieważ skraplacz, główny wyrzutnik, grzejniki niskie i niskie wysokie ciśnienie dostarczane są do projektowanej stacji wraz z turbiną, wówczas do montażu na stacji wykorzystywane są:
a) Skraplacz typu 80-KTSST-1 w ilości trzech sztuk, po jednej na każdą turbinę;
b) Eżektor główny typu EP-3-700-1 w ilości sześciu sztuk, po dwie na każdą turbinę;
c) Podgrzewacze niskociśnieniowe typu PN-130-16-10-II (PND nr 2) i PN-200-16-4-I (PND nr 3,4);
d) Nagrzewnice wysokociśnieniowe typu PV-450-230-25 (PVD nr 1), PV-450-230-35 (PVD nr 2) i PV-450-230-50 (PVD nr 3).
Charakterystykę pokazanego sprzętu podsumowano w tabelach 2, 3, 4, 5.
Tabela 2 - charakterystyka kondensatora
Tabela 3 - charakterystyka głównego wyrzutnika skraplacza
Kompleksowa modernizacja turbiny parowej PT-80/100-130/13
Celem modernizacji jest zwiększenie mocy elektrycznej i cieplnej turbiny oraz zwiększenie sprawności instalacji turbinowej. Modernizacja w ramach wariantu głównego polega na zamontowaniu uszczelnień nasadowych HPC o strukturze plastra miodu i wymianie części przepływowej średniociśnieniowej na wykonanie nowego rotora LP w celu zwiększenia przepustowości HPC do 383 t/h. Jednocześnie zachowany jest zakres regulacji ciśnienia na wylocie produkcyjnym, nie zmienia się maksymalny dopływ pary do skraplacza.
Elementy wymienne przy modernizacji zespołu turbinowego w ramach opcji głównej:
- Montaż uszczelek osłonowych o strukturze plastra miodu dla stopni HPC 1-17;
- Kierownica CSND;
- Siodła RK ChSD o większym przekroju przepływu z modyfikacją skrzyń parowych górnej połowy korpusu ChSD w celu montażu nowych pokryw;
- Zawory sterujące SD i urządzenie rozprowadzające krzywkę;
- Membrany 19-27 stopni CSND, wyposażone w uszczelnienia typu overband o strukturze plastra miodu i pierścienie uszczelniające ze sprężynami śrubowymi;
- Wirnik SND z zainstalowanymi nowymi łopatami roboczymi 18-27 stopni TsSND z solidnie frezowanymi oponami;
- Zaciski membrany nr 1, 2, 3;
- Klatka uszczelniająca z przodu i pierścienie uszczelniające ze sprężynami śrubowymi;
- Tarcze mocujące 28, 29, 30 stopni są przechowywane zgodnie z istniejącą strukturę, co pozwala na obniżenie kosztów modernizacji (pod warunkiem wykorzystania starych zamontowanych dysków).
W wyniku modernizacji zgodnie z opcją główną uzyskuje się:
- Zwiększenie maksymalnej mocy elektrycznej turbiny do 110 MW i mocy ekstrakcji cieplnej do 168,1 Gcal/h, w związku z ograniczeniem ekstrakcji przemysłowej.
- Zapewnienie niezawodnej i zwrotnej pracy zespołu turbinowego we wszystkich trybach pracy, w tym przy możliwie najniższych ciśnieniach w wyciągach przemysłowych i ciepłowniczych.
- Zwiększenie sprawności instalacji turbinowych;
- Zapewnienie stabilności osiąganych wskaźników technicznych i ekonomicznych w okresie remontowym.
Efekt modernizacji w zakresie oferty głównej:
| Tryby turbinowe | Moc elektryczna, MW | Zużycie pary dla sieci ciepłowniczej, t/h | Zużycie pary do produkcji, t/h |
Kondensacja | |||
Nominalny | |||
Maksymalna moc | |||
Z maksimum | |||
Zwiększenie wydajności pompy | |||
Wzrost wydajności HPC | |||
Dodatkowe oferty (opcje) modernizacji
- Modernizacja klatki stopnia sterującego HPC wraz z montażem uszczelnień nasadowych typu „plaster miodu”.
- Montaż membran ostatniego stopnia z masą styczną
- Wysoce szczelne uszczelki do prętów zaworów regulacyjnych wysokiego ciśnienia
Efekt modernizacji z dodatkowymi opcjami
№ | Nazwa | Efekt |
Modernizacja klatki stopnia sterującego HPC wraz z montażem uszczelnień nasadowych typu „plaster miodu”. | Wzrost mocy o 0,21-0,24 MW |
|
Montaż membran ostatniego stopnia z masą styczną | Tryb kondensacji: |
|
Obrotowe uszczelnienie membranowe | Zwiększenie sprawności zespołu turbinowego przy pracy w trybie z całkowicie zamkniętą membraną obrotową o 7 Gcal/godz. |
|
Wymiana uszczelek nadcałunowych HPC i CSD na komórkowe | Zwiększona sprawność cylindrów (HPC o 1,2-1,4%, CVD o 1%); |
|
Wymiana zaworów regulacyjnych HPC | Wzrost mocy o 0,02-0,11 MW |
|
Montaż uszczelek końcowych LPC o strukturze plastra miodu | Eliminacja zasysania powietrza przez uszczelki końcowe |
I N S T R U C T I O N
PT-80/100-130/13 LMZ.
Powinieneś znać instrukcje:
1. kierownik warsztatu kotłowo-turbinowego-2,
2. Zastępca Kierownika Zakładu Turbin Kotłowych ds. Eksploatacji-2,
3. starszy kierownik zmiany stanowiska-2,
4. kierownik zmiany na stanowisku-2,
5. kierownik zmiany wydziału turbin kotłowni-turbin-2,
6. operator sterowni centralnej turbin parowych kategorii VI,
7. operator-inspektor urządzeń turbinowych kategorii V;
8. Operator urządzeń turbinowych IV stopnia.
Pietropawłowsk – Kamczacki
JSC Energia i Elektryfikacja „Kamchatskenergo”.
Oddział „Kamczatka CHPP”.
POTWIERDZAM:
Główny inżynier oddział KTET OJSC „Kamchatskenergo”.
Bołotenuk Yu.N.
“ “ 20
I N S T R U C T I O N
Instrukcje użytkowania turbina parowa
PT-80/100-130/13 LMZ.
Okres ważności instrukcji:
z „____” ____________ 20
przez „____”____________ 20
Pietropawłowsk – Kamczacki
1. Postanowienia ogólne………………………………………………………………………………… 6
1.1. Kryteria bezpiecznej eksploatacji turbiny parowej PT80/100-130/13………………. 7
1.2. Dane techniczne turbiny………………………………………………………...….. 13
1.4. Ochrona turbiny………………………………………………………………….……………… 18
1,5. Turbinę należy zatrzymać awaryjnie i ręcznie przerwać podciśnienie............ 22
1.6. Turbinę należy natychmiast zatrzymać............................ 22
W tym czasie turbina musi zostać rozładowana i zatrzymana
ustala główny inżynier elektrowni……………………………..……..… 23
1.8. Dopuszczalna jest długotrwała praca turbiny przy mocy znamionowej…………………... 23
2. Krótki opis konstrukcja turbiny…………………………………..… 23
3. Układ zasilania olejem zespołu turbiny…………………………………..…. 25
4. Układ uszczelnienia wału generatora…………………………………....… 26
5. Układ sterowania turbiną………………………………………...…. 30
6. Dane techniczne i opis generatora…………………………….... 31
7. Charakterystyka techniczna i opis agregatu skraplającego…. 34
8. Opis i specyfikacje techniczne roślina regeneracyjna...... 37
Opis i parametry techniczne instalacji
podgrzewanie wody sieciowej ……………………………………………………...… 42
10. Przygotowanie turbozespołu do rozruchu……………………………………….… 44
10.1. Postanowienia ogólne…………………………………………………………………………………...….44
10.2. Przygotowanie do uruchomienia instalacji olejowej……………………………………….46
10.3. Przygotowanie układu sterowania do uruchomienia……………………………………………..…….49
10.4. Przygotowanie i uruchomienie agregatu regeneracyjno-kondensacyjnego……………………………49
10,5. Przygotowanie do uruchomienia instalacji ogrzewania wody sieciowej…………………54
10.6. Rozgrzewka rurociągu parowego do zakładu przerobu gazu………………………………………………………………………………….....55
11. Uruchomienie zespołu turbinowego………………………………………………………..… 55
11.1. Instrukcje ogólne………………………………………………………………………………….55
11.2. Rozruch turbiny ze stanu zimnego………………………………………………………...61
11.3. Rozruch turbiny ze stanu zimnego…………………………………………………………….…..64
11.4. Rozruch turbiny ze stanu gorącego…………………………………………………..65
11,5. Specyfika uruchamiania turbiny przy wykorzystaniu parametrów ślizgowych pary świeżej………………….…..67
12. Włączenie wyciągu pary produkcyjnej……………………………... 67
13. Wyłączenie ekstrakcji pary produkcyjnej…………………………….… 69
14. Włączenie wyciągu pary kogeneracyjnej……………………………..…. 69
15. Wyłączenie wydobycia pary kogeneracyjnej……………………….…... 71
16. Konserwacja turbiny podczas normalnej pracy………………….… 72
16.1 Postanowienia ogólne………………………………………………………………………….72
16.2 Konserwacja agregatu skraplającego……………………………………………………………..74
16.3 Konserwacja agregatu regeneracyjnego………………………………………………………………….….76
16.4 Konserwacja układu zasilania olejem…………………………………………………...87
16.5 Konserwacja generatora………………………………………………………………………………79
16.6 Konserwacja instalacji grzewczej wody sieciowej………………………………….……80
17. Zatrzymanie turbiny…………………………………………………………… 81
17.1 Ogólne instrukcje dotyczące zatrzymywania turbiny……………………………………………………….……81
17.2 Zatrzymanie turbiny na rezerwę, a także na naprawy bez chłodzenia…………………..…82
17.3 Wyłączenie turbiny w celu naprawy z chłodzeniem………………………………………………………...84
18. Wymagania bezpieczeństwa………………………………….…… 86
19. Środki zapobiegające i eliminujące awarie turbin… 88
19.1. Instrukcje ogólne……………………………………………………………………………88
19.2. Przypadki awaryjnego zatrzymania turbiny………………………………………………………...90
19.3. Działania realizowane przez zabezpieczenia technologiczne turbiny……………………………91
19.4. Działania personelu w przypadku sytuacji awaryjnej na turbinie……………………………..…….92
20. Zasady dopuszczenia do naprawy sprzętu……………………………….… 107
21. Procedura dopuszczenia do prób turbiny………………………………….. 108
Aplikacje
22.1. Harmonogram rozruchu turbiny ze stanu zimnego (temperatura metalu
Wysokie ciśnienie w strefie wlotu pary jest mniejsze niż 150 ˚С)………………………………………………………..… 109
22.2. Harmonogram rozruchu turbiny po 48 godzinach bezczynności (temperatura metalu
HPC w strefie wlotu pary 300 ˚С)………………………………………………………………..110
22.3. Harmonogram rozruchu turbiny po 24 godzinach bezczynności (temperatura metalu
HPC w strefie ujęcia pary 340 ˚С)………………………………………………………………………………..…111
22.4. Harmonogram rozruchu turbiny po 6-8 godzinach bezczynności (temperatura metalu
HPC w strefie wlotu pary 420 ˚С)………………………………………………………………………………….112
22,5. Harmonogram rozruchu turbiny po przestoju 1-2 godzin (temperatura metalu
HPC w strefie wlotu pary 440 ˚С)……………………………………………………..…………113
22.6. Przybliżone harmonogramy rozruchu turbin przy wartości nominalnej
parametry pary świeżej…………………………………………………………………………….…114
22,7. Przekrój podłużny turbiny………………………………………………………..….…115
22.8. Obwód sterowania turbiną………………………………………………………..….116
22.9. Schemat termiczny instalacje turbinowe…………………………………………………………….….118
23. Uzupełnienia i zmiany……………………………………………..…. 119
POSTANOWIENIA OGÓLNE.
Do bezpośredniego napędu generatora przeznaczona jest turbina parowa typu PT-80/100-130/13 LMZ z produkcyjnym i dwustopniowym odprowadzeniem pary w kogeneracji, o mocy znamionowej 80 MW i maksymalnej 100 MW (w określonej kombinacji wyciągów kontrolowanych). AC TVF-110-2E U3 o mocy 110 MW, zamontowany na wspólnym fundamencie z turbiną.
Lista skrótów i symbolika:
AZV - automatyczny zawór wysokiego ciśnienia;
VPU - urządzenie do obracania wału;
GMN - główna pompa olejowa;
GPZ - główny zawór pary;
KOS - zawór zwrotny z siłownikiem;
KEN - elektryczna pompa kondensatu;
MUT - mechanizm sterujący turbiną;
OM - ogranicznik mocy;
HPH – nagrzewnice wysokociśnieniowe;
LPH – nagrzewnice niskociśnieniowe;
PMN - uruchomienie pompy olejowej;
PN - uszczelka chłodnicy parowej;
PS - chłodnica parowa z uszczelką z wyrzutnikiem;
PSG-1 - grzejnik sieciowy dolnego wyciągu;
PSG-2 - ten sam, górny wybór;
PEN - elektryczna pompa odżywki;
HPR - wirnik wysokociśnieniowy;
RK - zawory sterujące;
RND - wirnik niskociśnieniowy;
RT - wirnik turbiny;
HPC - cylinder wysokociśnieniowy;
LPC - butla niskociśnieniowa;
RMN - rezerwowa pompa olejowa;
AMN - awaryjna pompa olejowa;
RPDS - przekaźnik spadku ciśnienia oleju w układzie smarowania;
Ppr to ciśnienie pary w produkcyjnej komorze pobierania próbek;
P to ciśnienie w dolnej komorze grzewczej;
R - ten sam, górny wyciąg grzewczy;
Dpo - zużycie pary do ekstrakcji produkcyjnej;
D - całkowite natężenie przepływu dla PSG-1,2;
KAZ - automatyczna zasuwa;
MNUV - pompa olejowa z uszczelnieniem wału generatora;
NOG - pompa chłodząca generator;
SAR - system automatyczna regulacja;
EGP - konwerter elektrohydrauliczny;
KIS - elektrozawór wykonawczy;
TO - ekstrakcja cieplna;
PO - wybór produkcji;
MO - chłodnica oleju;
RPD - regulator różnicy ciśnień;
PSM - mobilny separator oleju;
ZG - przesłona hydrauliczna;
BD - zbiornik przepustnicy;
IM - wtryskiwacz oleju;
RS - regulator prędkości;
RD - regulator ciśnienia.
1.1.1. Według mocy turbiny:
Maksymalna moc turbiny przy pełnym włączeniu
regeneracja i pewne kombinacje produkcji i
ekstrakcja cieplna…………………………………………………………………...100 MW
Maksymalna moc turbiny w trybie kondensacyjnym przy wyłączonym PVD-5, 6, 7 ………………………………………………………………………………... 76 MW
Maksymalna moc turbiny w trybie kondensacyjnym przy wyłączonym PND-2, 3, 4 ……………………………………………………………………...71 MW
Maksymalna moc turbiny w trybie kondensacyjnym przy wyłączonej
PND-2, 3, 4 i PVD-5, 6, 7 ………………………………………………………………………………….68 MW
które wchodzą w zakres działania HPV-5,6,7………………………………………………………..10 MW
Minimalna moc turbiny w trybie kondensacyjnym przy
który włącza pompę spustową PND-2…………………………………………….20 MW
Minimalna moc zespołu turbinowego, przy której jest on włączany
obsługa regulowanych wyciągów turbinowych…………………………………………………………… 30 MW
1.1.2. W oparciu o prędkość wirnika turbiny:
Znamionowa prędkość obrotowa wirnika turbiny………………………………………………………..3000 obr./min
Nominalna prędkość obrotowa wirnika turbiny
urządzenie ……………………………………………………………………………………..………..3,4 obr./min
Maksymalne odchylenie prędkość wirnika turbiny przy
w którym zespół turbiny jest wyłączony przez zabezpieczenie………………………………….………..…..3300 obr/min
3360 obr./min
Krytyczna prędkość obrotowa wirnika turbogeneratora………………………………….1500 obr/min
Krytyczna prędkość obrotowa wirnika turbiny niskociśnieniowej………………….……1600 obr/min
Krytyczna prędkość obrotowa wirnika turbiny wysokiego ciśnienia……………………….….1800 obr/min
1.1.3. W zależności od przepływu pary przegrzanej do turbiny:
Nominalny przepływ pary na turbinę podczas pracy w trybie kondensacyjnym
przy całkowicie włączonym układzie regeneracji (przy mocy znamionowej
zespół turbinowy o mocy 80 MW) …………………………………………………………………………………305 t/godz.
Maksymalny przepływ pary na turbinę, gdy system jest włączony
regeneracja, produkcja regulowana i ekstrakcja ciepła
i zamknięty zawór regulacyjny nr 5 …..……………………………………………………………..415 t/godz.
Maksymalny przepływ pary na turbinę………………….…………………..………………470 t/godz
tryb z wyłączonym PVD-5, 6, 7 …………………………………………………………..270 t/godz.
Maksymalny przepływ pary na turbinę podczas pracy w trybie kondensacji
tryb z wyłączonym LPG-2, 3, 4 ……………………………………………………...………………..260t/godz.
Maksymalny przepływ pary na turbinę podczas pracy w trybie kondensacji
tryb z wyłączonymi PND-2, 3, 4 i PVD-5, 6, 7………………………………………..…230t/godz.
1.1.4. Według ciśnienia bezwzględnego pary przegrzanej przed CBA:
Nominalne ciśnienie bezwzględne pary przegrzanej przed rdzeniem…………………..……….130 kgf/cm 2
Dopuszczalne obniżenie ciśnienia bezwzględnego pary przegrzanej
przed CBA podczas pracy turbiny….……………………………………………………125 kgf/cm 2
Dopuszczalny wzrost ciśnienia bezwzględnego pary przegrzanej
przed CBA podczas pracy turbiny.………………………………………………………………………………135 kgf/cm 2
Maksymalne odchylenie ciśnienia bezwzględnego pary przegrzanej przed CBA
podczas pracy turbiny i przy czasie trwania każdego odchylenia nie dłuższym niż 30 minut…..140 kgf/cm 2
1.1.5. Na podstawie temperatury pary przegrzanej przed CBA:
Nominalna temperatura pary przegrzanej przed rdzeniem..……………………………..…..555 0 C
Dopuszczalne obniżenie temperatury pary przegrzanej
przed CBA podczas pracy turbiny..……………………………………………………….……… 545 0 C
Dopuszczalny wzrost temperatury pary przegrzanej przed
CBA podczas pracy turbiny………………………………………………………………………………….. 560 0 C
Maksymalne odchylenie temperatury pary przegrzanej przed rdzeniem przy
pracy turbiny, a czas trwania każdego odchylenia nie przekracza 30
minuty………………….………………..…………………………………………………….………565 0 C
Minimalna odchyłka temperatury pary przegrzanej przed CBA o godz
w którym zespół turbiny jest wyłączony przez zabezpieczenie…………………………………………………...425 0 C
1.1.6. Na podstawie bezwzględnego ciśnienia pary w stopniach regulacji turbiny:
z natężeniem przepływu pary przegrzanej do turbiny do 415 t/godz. ..……………………………………...98,8 kgf/cm 2
Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary w stopniu kontrolnym HPC
gdy turbina pracuje w trybie kondensacyjnym przy wyłączonym PVD-5, 6, 7….……….…64 kgf/cm 2
Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary w stopniu kontrolnym HPC
gdy turbina pracuje w trybie kondensacyjnym przy wyłączonym LPG-2, 3, 4 ………….…62 kgf/cm 2
Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary w stopniu kontrolnym HPC
gdy turbina pracuje w trybie kondensacyjnym przy wyłączonym PND-2, 3, 4
i PVD-5, 6,7……………………………………………………………..……….……… .....55 kgf /cm 2
Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary w komorze tankowania
Zawór HPC (za 4-stopniowym) przy natężeniach przepływu pary przegrzanej do turbiny
ponad 415 t/godz.………………………………………………………………………………83 kgf/cm 2
Maksymalne absolutne ciśnienie pary w komorze sterującej
Stopnie LPC (za 18. stopniem) ……………………………..……………………………………..13,5 kgf/cm 2
1.1.7. Według bezwzględnego ciśnienia pary w regulowanych ekstraktach turbinowych:
Dopuszczalny wzrost bezwzględnego ciśnienia pary w
kontrolowany dobór produkcji…………………………………………………16 kgf/cm 2
Dopuszczalne obniżenie bezwzględnego ciśnienia pary w
kontrolowany dobór produkcji…………………………………………………10 kgf/cm 2
Maksymalne odchylenie bezwzględnego ciśnienia pary w regulowanym wyciągu produkcyjnym, przy którym uruchamiają się zawory bezpieczeństwa ………………………………………………………………………………. 0,19,5 kgf/cm2
wybór górnego ogrzewania……………………………………………………….…..2,5 kgf/cm 2
górna ekstrakcja ciepła………………………………………………………..……..0,5 kgf/cm 2
Maksymalne odchylenie bezwzględnego ciśnienia pary w trybie regulowanym
wybór górnego ogrzewania, przy którym jest ono uruchamiane
zawór bezpieczeństwa…………………………………………………………………………………..……3,4 kgf/cm 2
Maksymalne odchylenie bezwzględnego ciśnienia pary w
kontrolowana górna ekstrakcja ogrzewania, w której
zespół turbiny jest wyłączony przez zabezpieczenie………………………………………..…………………...3,5 kgf/cm 2
Dopuszczalny wzrost bezwzględnego ciśnienia pary w układzie regulowanym
dolna ekstrakcja cieplna……………………………………………………….……1 kgf/cm 2
Dopuszczalne obniżenie bezwzględnego ciśnienia pary w układzie regulowanym
dolna ekstrakcja cieplna …………………………………………………………….…0,3 kgf/cm 2
Maksymalne dopuszczalne zmniejszenie różnicy ciśnień pomiędzy komorą
dolny wyciąg ciepła i skraplacz turbinowy……………………….… do 0,15 kgf/cm 2
1.1.8. Według dopływu pary do kontrolowanych wyciągów turbinowych:
Nominalny przepływ pary w produkcji regulowanej
selekcja………………………………………………………………………………….……185 t/godz
Maksymalny przepływ pary w kontrolowanej produkcji…
moc znamionowa turbiny i wyłączona
ekstrakcja cieplna…………………………………………………………….………245 t/godz
Maksymalny przepływ pary w kontrolowanej produkcji
selekcja przy ciśnieniu bezwzględnym w nim równym 13 kgf/cm 2,
moc turbiny zmniejszona do 70 MW i wyłączona
ekstrakcja cieplna…………………………………………………………………..……300 t/godz
Nominalny przepływ pary w regulowanej górze
ekstrakcja cieplna…………………………………………………………………………………...132 t/godz
i niepełnosprawny dobór produkcji……………………………………………………150 t/godz
Maksymalny przepływ pary w regulowanym blacie
ciepłownictwo o mocy obniżonej do 76 MW
turbina i wyłączona produkcja odciągowa……………………………………………………….……220 t/godz
Maksymalny przepływ pary w regulowanym blacie
ekstrakcja ciepła przy mocy znamionowej turbiny
i zmniejszone do 40 t/h zużycie pary w wyborze produkcji……………………………200 t/h
Maksymalny przepływ pary w PSG-2 przy ciśnieniu bezwzględnym
w górnym wyciągu grzewczym 1,2 kgf/cm 2 ………………………………………….…145 t/godz.
Maksymalny przepływ pary w PSG-1 przy ciśnieniu bezwzględnym
w dolnym wyciągu grzewczym 1 kgf/cm2 ………………………………………………….220 t/godz.
1.1.9. Na podstawie temperatury pary na wylocie turbiny:
Nominalna temperatura pary w produkcji regulowanej
selekcja po OU-1, 2 (3,4) ……………………………………………………………………………………..280 0 C
Dopuszczalny wzrost temperatury pary w trybie kontrolowanym
wybór produkcji po OU-1, 2 (3,4) ………………………………………………………………...285 0 C
Dopuszczalne obniżenie temperatury pary w trybie kontrolowanym
wybór produkcji po OU-1.2 (3.4) …………………………………………………………….…275 0 C
1.1.10. Według stanu cieplnego turbiny:
Maksymalna szybkość wzrostu temperatury metalu
…..……………………………..15 0 S/min.
przewody obejściowe od ABC do zaworów sterujących HPC
przy temperaturach pary przegrzanej poniżej 450 stopni C.…………………………………….………25 0 C
Maksymalna dopuszczalna różnica temperatur metalu
przewody obejściowe od ABC do zaworów sterujących HPC
w temperaturze pary przegrzanej powyżej 450 stopni C.……………………………………………………….…….20 0 C
Maksymalna dopuszczalna różnica temperatur wierzchniego metalu
i dnem HPC (LPC) w strefie wlotu pary ……………….…………………………………………..50 0 C
Maksymalna dopuszczalna różnica temperatur metalu w
przekrój (szerokość) kołnierzy poziomych
złącze zasobnika bez włączania instalacji grzewczej
Kołnierze i kołki HPC..……………………………….…………………………………80 0 C
Złącze HPC z podgrzewaniem kołnierzy i kołków na …………………………………..…50 0 C
w przekroju (szerokości) kołnierzy poziomych
Złącze HPC z nagrzewaniem kołnierzy i kołków w dniu…………………………….……-25 0 C
Maksymalna dopuszczalna różnica temperatur metalu pomiędzy cholewką
oraz dolne (prawe i lewe) kołnierze HPC, gdy
nagrzewanie kołnierzy i kołków ………………………………………………….…………………....10 0 C
Maksymalna dopuszczalna dodatnia różnica temperatur metalu
pomiędzy kołnierzami i kołkami HPC, gdy ogrzewanie jest włączone
kołnierze i kołki…………………………………………………………….……………………….20 0 C
Maksymalna dopuszczalna ujemna różnica temperatur metalu
pomiędzy kołnierzami i kołkami HPC, gdy ogrzewanie kołnierzy i kołków jest włączone …………………………………………………………………………………… ……………………..…..- 20 0 C
Maksymalna dopuszczalna różnica temperatur grubości metalu
ścianki cylindra, mierzone w obszarze stopnia kontrolnego cylindra wysokociśnieniowego….………………………….35 0 C
łożyska i łożysko oporowe turbiny………………………………….……...…..90 0 C
Maksymalny dopuszczalna temperatura wkładki wspierające
łożyska generatora………………………………………………….…………..………..80 0 C
1.1.11. W zależności od stanu mechanicznego turbiny:
Maksymalne dopuszczalne skrócenie węża wysokociśnieniowego w stosunku do centralnego ciśnienia żylnego….……………………………….-2 mm
Maksymalne dopuszczalne wydłużenie węża wysokociśnieniowego w stosunku do centralnego ciśnienia żylnego ….…………………………………….+3 mm
Maksymalne dopuszczalne skrócenie RND względem LPC ….…………………..………-2,5 mm
Maksymalne dopuszczalne wydłużenie RND względem LPC …….……………………..…….+3 mm
Maksymalna dopuszczalna krzywizna wirnika turbiny…………….…………………………..0,2 mm
Maksymalna dopuszczalna maksymalna wartość krzywizny
wał zespołu turbiny przy przechodzeniu krytycznych prędkości obrotowych…………………..0,25 mm
strona generatora………………………………………………….…………………..…1,2 mm
Maksymalne dopuszczalne przemieszczenie osiowe wirnika turbiny w
strona jednostki sterującej ……………………………………………………………….…………………….1,7 mm
1.1.12. W zależności od stanu wibracyjnego zespołu turbiny:
Maksymalna dopuszczalna prędkość drgań łożysk zespołu turbiny
we wszystkich trybach (z wyjątkiem krytycznych prędkości obrotowych) ……………….……………………….4,5 mm/s
gdy prędkość drgań łożysk wzrasta o więcej niż 4,5 mm/s……………………………30 dni
Maksymalny dopuszczalny czas pracy zespołu turbinowego
gdy prędkość drgań łożysk wzrasta o więcej niż 7,1 mm/s……….……………………7 dni
Awaryjne zwiększenie prędkości drgań którejkolwiek z podpór wirnika ………….………………11,2 mm/sek
Awaryjne nagłe jednoczesne zwiększenie prędkości wibracji o dwa
podpory jednego wirnika lub podpory sąsiednie lub dwa elementy wibracyjne
jedną podporę od dowolnej wartości początkowej……………………………………………...o 1 mm lub więcej
1.1.13. Według natężenia przepływu, ciśnienia i temperatury wody obiegowej:
Całkowite zużycie wody chłodzącej dla zespołu turbinowego……….………………………….8300 m 3 /godz
Maksymalny przepływ wody chłodzącej przez skraplacz….…………………………..8000 m 3 /godz
Minimalny przepływ wody chłodzącej przez skraplacz…………….…………………..2000 m 3 /godz.
Maksymalny przepływ wody przez wbudowany zespół skraplacza……….………………1500 m 3 /godz
Minimalny przepływ wody przez wbudowany zespół skraplacza………………………..300 m 3 /godz
Maksymalna temperatura woda chłodząca na wlocie do skraplacza…………………………………………………………………………………..33 0 C
Minimalna temperatura wody obiegowej na wlocie
skraplacz w okresach ujemnych temperatur powietrza na zewnątrz………...……………….8 0 C
Minimalne ciśnienie wody obiegowej, przy którym działa AVR pompy obiegowe TsN-1,2,3,4………………………………………………………..0,4 kgf/cm 2
Maksymalne ciśnienie wody obiegowej w systemie rur
lewa i prawa połowa kondensatora………………………………….……….……….2,5 kgf/cm 2
Maksymalne bezwzględne ciśnienie wody w systemie rur
wbudowana wiązka kondensatorów………………………………………………………………….8 kgf/cm 2
Nominalny opór hydrauliczny skraplacza przy
czyste rury i przepływ wody obiegowej 6500 m 3 /godz.………………………..……...3,8 m wody. Sztuka.
Maksymalna różnica temperatur wody obiegowej pomiędzy
jego wejście do kondensatora i jego wyjście …………………………………………………………..10 0 C
1.1.14. W zależności od natężenia przepływu, ciśnienia i temperatury pary oraz wody odsolonej chemicznie do skraplacza:
Maksymalne natężenie przepływu wody odsolonej chemicznie do skraplacza wynosi ………………..…………………..100 t/godz.
Maksymalny przepływ pary do skraplacza we wszystkich trybach
praca…………………………………………………………….………220 t/godz.
Minimalny przepływ pary przez turbinę turbiny niskociśnieniowej do skraplacza
z zamkniętą przeponą obrotową……………………………………………………….……10 t/godz.
Maksymalna dopuszczalna temperatura części wydechowej LPC ……………………….……..70 0 C
Maksymalna dopuszczalna temperatura wody odsolonej chemicznie,
wejście do skraplacza …………………………………………………………….………100 0 C
Bezwzględne ciśnienie pary w części wydechowej pompy niskociśnieniowej, przy którym
atmosferyczne zawory membranowe są aktywowane…………………………………..……..1,2 kgf/cm 2
1.1.15. Na podstawie ciśnienia bezwzględnego (próżni) w skraplaczu turbiny:
Nominalne ciśnienie bezwzględne w skraplaczu…………………………….………………0,035 kgf/cm 2
Dopuszczalny spadek podciśnienia w skraplaczu, przy którym włącza się alarm ostrzegawczy……………. ………………………..………...-0,91 kgf/cm 2
Awaryjna redukcja podciśnienia w skraplaczu, w którym
Zespół turbiny jest wyłączony przez zabezpieczenie…………… …………………………………………………………....-0,75 kgf/cm 2
wrzucając do niego gorące strumienie….………………………………………………………….….-0,55 kgf/cm 2
Dopuszczalne podciśnienie w skraplaczu przy wcześniejszym uruchomieniu turbiny
pchnięcie wału turbiny ……………………………………………………………………………………..……-0,75 kgf/cm 2
Dopuszczalne podciśnienie w skraplaczu przy rozruchu turbiny na końcu
wytrzymałość obrotowa jego wirnika z częstotliwością 1000 obr/min …………….…………………..…….-0,95 kgf/cm 2
1.1.16. W zależności od ciśnienia i temperatury pary uszczelek turbiny:
Minimalne bezwzględne ciśnienie pary na uszczelnieniach turbiny
za regulatorem ciśnienia……………………………………………………………...……….1,1 kgf/cm 2
Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary na uszczelnieniach turbiny
za regulatorem ciśnienia………………………………………………………………………………….1,2 kgf/cm 2
Minimalne bezwzględne ciśnienie pary za uszczelnieniami turbiny
do regulatora utrzymania ciśnienia….…………………………………………………….….1,3 kgf/cm 2
Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary za uszczelnieniami turbiny...
do regulatora utrzymania ciśnienia………………………………………………………..….1,5 kgf/cm 2
Minimalne bezwzględne ciśnienie pary w drugich komorach uszczelnienia…………………...1,03 kgf/cm 2
Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary w komorach drugiego uszczelnienia ……………………..1,05 kgf/cm 2
Nominalna temperatura pary na uszczelkach………………………………………………….150 0 C
1.1.17. Na podstawie ciśnienia i temperatury oleju do smarowania łożysk zespołu turbiny:
Nominalne nadciśnienie oleju w układzie smarowania łożysk
turbinę, aż olej ostygnie.…………………………………………………………………..……..3 kgf/cm 2
Nominalne nadciśnienie oleju w układzie smarowania
łożyska na poziomie osi wału zespołu turbiny………………………………………………………………….1 kgf/cm 2
na poziomie osi wału zespołu turbiny, na której następuje jego wyzwolenie
alarm ostrzegawczy……………………………………………………..………..0,8 kgf/cm 2
Nadmierne ciśnienie oleju w układzie smarowania łożysk
na poziomie osi wału zespołu turbiny, przy której załączane są obroty ………………………………….0,7 kgf/cm 2
Nadmierne ciśnienie oleju w układzie smarowania łożysk
na poziomie osi wału zespołu turbiny, przy której włączany jest AMS……………………………..….0,6 kgf/cm 2
Nadmierne ciśnienie oleju w układzie smarowania łożysk jest na poziomie
oś wału zespołu turbiny, na której VPU jest wyłączane przez zabezpieczenie …………………………..…0,3 kgf/cm 2
Awaryjne nadmierne ciśnienie oleju w układzie smarowania łożysk
na poziomie osi wału turbiny, przy której następuje wyłączenie zespołu turbinowego przez zabezpieczenie …………………………………………………………………………………… …….…………..0 ,3 kgf/cm 2
Nominalna temperatura oleju do smarowania łożysk zespołu turbiny………………………..40 0 C
Maksymalna dopuszczalna temperatura oleju do smarowania łożysk
zespół turbinowy ……………………………………………………………………………………….…45 0 C
Maksymalna dopuszczalna temperatura oleju na wylocie
łożyska zespołu turbiny…………………………………………………………………………………....65 0 C
Awaryjna temperatura oleju w miejscu spustu łożyska
zespół turbinowy……………………………………………………………………………….………75 0 C
1.1.18. Na podstawie ciśnienia oleju w układzie sterowania turbiny:
Nadmierne ciśnienie oleju w układzie sterowania turbiny wywołane przez PMP…………………………………………………………………………………..…………. .…18 kgf/cm 2
Nadmierne ciśnienie oleju w układzie sterowania turbiny wywołane przez pompę hydrauliczną………………………………………………………………………………………..… …..20 kgf/cm 2
Nadmierne ciśnienie oleju w układzie sterowania turbiny
Przy czym obowiązuje zakaz zamykania zaworu pod ciśnieniem i wyłączania PMP….……….17,5 kgf/cm 2
1.1.19. Na podstawie ciśnienia, poziomu, przepływu i temperatury oleju w układzie uszczelnienia wału turbogeneratora:
Nadmierne ciśnienie oleju w układzie uszczelnienia wału turbogeneratora, przy którym ATS załącza rezerwowy prąd przemienny MNUV…………………………………………………………………8 kgf/cm 2
Nadmierne ciśnienie oleju w układzie uszczelnienia wału turbogeneratora, przy którym uruchamia się ATS
zapasowy prąd stały MNUV……………………………………………………………..7 kgf/cm 2
Dopuszczalna minimalna różnica pomiędzy ciśnieniem oleju na uszczelnieniach wału a ciśnieniem wodoru w obudowie turbogeneratora………………………..0,4 kgf/cm 2
Dopuszczalna maksymalna różnica pomiędzy ciśnieniem oleju na uszczelnieniach wału a ciśnieniem wodoru w obudowie turbogeneratora……………………….….....0,8 kgf/cm 2
Maksymalna różnica pomiędzy ciśnieniem wlotowym oleju a ciśnieniem
olej na wyjściu MFG, przy którym konieczne jest przełączenie na rezerwę filtr oleju generator…………………………………………………………………………………….1kgf/cm 2
Nominalna temperatura oleju na wylocie z MOG………………………………………………………..40 0 C
Dopuszczalny wzrost temperatury oleju na wylocie z MOG……………………….…….…….45 0 C
1.1.20. Na podstawie temperatury i natężenia przepływu wody zasilającej przez grupę turbin HPH:
Nominalna temperatura wody zasilającej na wlocie do grupy HPH ….……………………….164 0 C
Maksymalna temperatura wody zasilającej na wylocie zespołu HPH przy mocy znamionowej turbozespołu………………………………………………………..…249 0 C
Maksymalny przepływ wody zasilającej system rur LDPE ………………...…...550 t/godz
1.2.Dane techniczne turbiny.
| Moc znamionowa turbiny | 80 MW |
| Maksymalna moc turbiny przy w pełni włączonej regeneracji dla określonych kombinacji produkcji i ekstrakcji ciepła, określona przez diagram trybów | 100 MW |
| Automatyczny zawór odcinający ciśnienie absolutnej pary świeżej | 130 kgf/cm² |
| Temperatura pary przed zaworem odcinającym | 555°C |
| Bezwzględne ciśnienie skraplacza | 0,035 kgf/cm² |
| Maksymalny przepływ pary przez turbinę podczas pracy ze wszystkimi ekstraktami i dowolną ich kombinacją | 470 t/godz |
| Maksymalny przepływ pary do skraplacza | 220 t/godz |
| Woda chłodząca wpływa do skraplacza o temperaturze projektowej na wlocie skraplacza wynoszącej 20°C | 8000 m3/godz |
| Bezwzględne ciśnienie pary kontrolowanej ekstrakcji produkcyjnej | 13±3 kgf/cm² |
| Bezwzględne ciśnienie pary regulowanego górnego wyciągu grzewczego | 0,5 – 2,5 kgf/cm² |
| Bezwzględne ciśnienie pary regulowanego dolnego wyciągu ciepłowniczego z jednostopniowym schematem podgrzewania wody sieciowej | 0,3 – 1 kgf/cm² |
| Temperatura wody zasilającej po HPH | 249°C |
| Specyficzne zużycie pary (gwarantowane przez LMZ) | 5,6 kg/kWh |
Uwaga: Uruchomienie zespołu turbinowego zatrzymanego na skutek wzrostu (zmiany) drgań dopuszczalne jest wyłącznie po szczegółowej analizie przyczyn drgań i za zgodą głównego inżyniera elektrowni, sporządzoną przez niego osobiście w dzienniku ruchu elektrowni. kierownik zmiany stacji.
1.6 Turbinę należy natychmiast zatrzymać w następujących przypadkach:
· Zwiększenie prędkości obrotowej powyżej 3360 obr/min.
· Wykrywanie pęknięcia lub pęknięcia na niezałączalnych odcinkach rurociągów naftowych, torach parowo-wodnych i węzłach dystrybucji pary.
· Pojawienie się wstrząsów hydraulicznych w przewodach pary świeżej lub w turbinie.
· Awaryjna redukcja podciśnienia do -0,75 kgf/cm² lub aktywacja zaworów atmosferycznych.
Gwałtowny spadek temperatury świeżej żywności
Kogeneracyjna turbina parowa PT-80/100-130/13 Leningradzkiego Stowarzyszenia Producentów Turbin fabryka metali„(NOG LMZ) z wyciągiem pary przemysłowej i grzewczej o mocy nominalnej 80 MW, maksymalnie 100 MW przy początkowym ciśnieniu pary 12,8 MPa przeznaczony jest do bezpośredniego napędu generatora elektrycznego TVF-120-2 o częstotliwości obrotowej 50 Hz oraz zaopatrzenie w ciepło na potrzeby produkcji i ogrzewania.
Przy zamawianiu turbiny, a także w innej dokumentacji, gdzie należy wpisać „Turbina parowa 1GG-80/100-130/13 TU 108-948-80”.
Turbina PT-80/100-130/13 spełnia wymagania GOST 3618-85, GOST 24278-85 i GOST 26948-86.
Turbina posiada regulowane wyciągi pary: produkcyjny o ciśnieniu absolutnym (1,275±0,29) MPa oraz dwa wyciągi grzewcze: górny o ciśnieniu absolutnym w zakresie 0,049-0,245 MPa i dolny o ciśnieniu w zakresie 0,029-0,098 MPa.
Regulacja ciśnienia upustowego ogrzewania odbywa się za pomocą jednej membrany regulacyjnej zamontowanej w górnej komorze upustowej ogrzewania. Utrzymywane jest regulowane ciśnienie na wylotach ogrzewania: na wylocie górnym - gdy włączone są oba wyloty ogrzewania, na wylocie dolnym - gdy włączony jest jeden z wylotów ogrzewania dolny. Woda sieciowa przepuszczana jest przez podgrzewacze sieciowe dolnego i górnego stopnia grzewczego sekwencyjnie i w tej samej ilości. Kontrolowany jest przepływ wody przepływającej przez grzejniki sieciowe.
Nominalne wartości głównych parametrów turbiny PT-80/100-130/13
| Parametr | PT-8O/100-130/13 |
| 1. Moc, MW | |
| nominalny | 80 |
| maksymalny | 100 |
| 2. Początkowe parametry pary: | |
| ciśnienie, MPa | 12.8 |
| temperatura. °C | 555 | 284 (78.88) |
| 4. Zużycie wydobytej pary do produkcji. potrzeby, t/godz | |
| nominalny | 185 |
| maksymalny | 300 |
| 5. Ciśnienie ekstrakcji produkcyjnej, MPa | 1.28 |
| 6. Maksymalne zużycie pary świeżej, t/h | 470 |
| 7. Dopuszczalne zmiany ciśnienia pary w regulowanych wyciągach pary grzewczej, MPa | |
| w górnej | 0.049-0.245 |
| w dolnej | 0.029-0.098 |
| 8. Temperatura wody, °C | |
| pożywny | 249 |
| chłodzenie | 20 |
| 9. Zużycie wody chłodzącej, t/h | 8000 |
| 10. Ciśnienie pary w skraplaczu, kPa | 2.84 |
Przy nominalnych parametrach pary świeżej, przepływie wody chłodzącej 8000 m3/h, temperaturze wody chłodzącej 20°C, regeneracji w pełni włączonej, ilość wygrzanego kondensatu w HPH równa 100% natężenia przepływu pary przez turbinę , gdy zespół turbinowy pracuje z odgazowywaczem 0,59 MPa, przy stopniowym podgrzewaniu wody sieciowej, przy pełnym wykorzystaniu przepustowości turbiny i minimalnym przepływie pary do skraplacza, można przyjąć następujące wielkości poboru:
— wartości nominalne ekstraktów regulowanych przy mocy 80 MW;
— dobór produkcji — 185 t/h przy ciśnieniu bezwzględnym 1,275 MPa;
- całkowity uzysk cieplny - 285 GJ/h (132 t/h) przy ciśnieniach bezwzględnych: w ekstrakcie górnym - 0,088 MPa i w ekstrakcie dolnym - 0,034 MPa;
— maksymalna wartość ekstrakcji produkcyjnej przy ciśnieniu bezwzględnym w komorze ekstrakcyjnej 1,275 MPa wynosi 300 t/h. Przy tej wielkości ekstrakcji produkcyjnej i braku wyciągów ciepłowniczych moc turbiny wynosi -70 MW. Przy mocy znamionowej 80 MW i braku ekstrakcji cieplnej maksymalny wyciąg produkcyjny wyniesie -250 t/h;
— maksymalna łączna wartość ekstrakcji ciepła wynosi 420 GJ/h (200 t/h); przy takiej wielkości ekstrakcji cieplnej i braku ekstrakcji produkcyjnej moc turbiny wynosi około 75 MW; przy mocy znamionowej 80 MW i braku ekstrakcji produkcyjnej maksymalny pobór ciepła wyniesie około 250 GJ/h (-120 t/h).
— maksymalna moc turbiny przy wyłączonym wyciągu produkcyjnym i ciepłowniczym, przy przepływie wody chłodzącej 8000 m3/h w temperaturze 20 °C i całkowicie włączonej regeneracji wyniesie 80 MW. Maksymalna moc turbiny wynosi 100 MW. uzyskane przy pewnych kombinacjach ekstrakcji produkcyjnych i grzewczych zależy od wielkości ekstrakcji i jest określane przez membranę modów.
Istnieje możliwość pracy zespołu turbinowego z przepływem wody uzupełniającej i sieciowej przez zabudowaną wiązkę
Gdy skraplacz jest chłodzony wodą sieciową, turbina może pracować zgodnie z harmonogramem cieplnym. Maksymalna moc cieplna wbudowanej belki wynosi -130 GJ/h przy zachowaniu temperatury w części wywiewnej nie wyższej niż 80°C.
Dopuszcza się długoterminową pracę turbiny przy mocy znamionowej przy następujących odchyleniach parametrów głównych od nominalnych:
- przy jednoczesnej zmianie dowolnej kombinacji parametrów początkowych pary świeżej - ciśnienie od 12,25 do 13,23 MPa i temperatura od 545 do 560°C; w tym przypadku temperatura wody chłodzącej nie powinna być wyższa niż 20°C;
- gdy temperatura wody chłodzącej na wejściu do skraplacza wzrośnie do 33°C, a natężenie przepływu wody chłodzącej wynosi 8000 m3/h, jeżeli parametry początkowe pary świeżej nie są niższe od nominalnych;
- jednocześnie zmniejszając do zera wartości ekstrakcji pary produkcyjnej i grzewczej.
- przy wzroście ciśnienia pary świeżej do 13,72 MPa i temperaturze do 565°C, turbina może pracować nie dłużej niż pół godziny, a łączny czas pracy turbiny przy tych parametrach nie powinien przekraczać 200 godzin/rok.
W przypadku tego zespołu turbinowego PT-80/100-130/13 zastosowano podgrzewacz wysokociśnieniowy nr 7 (PVD-475-230-50-1). PVD-7 pracuje z parametrami pary przed wejściem do podgrzewacza: ciśnienie 4,41 MPa, temperatura 420°C i przepływ pary 7,22 kg/s. Parametry wody zasilającej to: ciśnienie 15,93 MPa, temperatura 233°C i przepływ 130 kg/s.