Энергетика. ТЭС и АЭС

Всё о тепловой и атомной энергетике

Индикаторы ЕЭС России

Частота в ЕЭС России
Генерация и потребление (час)
План генерации и потребления
Генерация и потребление (сут)
Температура в ЕЭС России

Основные направления технического перевооружения и модернизации паровых турбин ОАО «Турбомоторный завод» (ТМЗ)

На ТЭС России установлено большое количество паровых турбин, изготовленных ТМЗ г. Екатеринбург.

Ниже освещены основные направления технического перевооружения и модернизации теплофикационных турбин ТМЗ.

ТМЗ в 50 —60-е годы были изготовлены паровые теплофикационные турбины мощностью 12-100 МВт на начальные параметры пара 2,8 МПа, 400 °С; 8,8 МПа, 500-535 °С; 12,8 МПа, 555 °С. Большинство из них ис-черпали свой ресурс, поэтому вопрос их замены становится актуальным, несмотря на существующую практику продления ресурса узлов турбин, изготовленных из жаропрочных сталей. ТМЗ уже накоплен опыт замены таких узлов турбин ВПТ-25-3 на начальные параметры пара 8,8 МПа, 500 °С и турбин Т-50-130, ПТ-50-130/7 и Т-100-130 на начальные параметры пара 12,8 МПа, 555 °С.

При замене полнокомплектных турбин в ряде случаев необходимо по возможности максимально сохранить фундамент турбоагрегата. Для такого варианта замены ТМЗ предлагает турбины Т-60/65-130 вместо турбин Т-50-130 и турбины Т-110/120-130-5, Т-116/125-130-7, Т-118/125-130-8 вместо турбин Т-100-130. Эти турбины устанавливаются на существующие фундаменты заменяемых агрегатов. При этом реконструкция фундаментов не требуется.

При рассмотрении вариантов замены как узлов, так и полнокомплектных турбин следует учитывать, что изменения в конструкции турбин, внесенные в последние годы, привели к изменению их экономических показателей. Так, через ЧВД турбины ВПТ-25-3 расход свежего пара увеличен со 190 до 240 т/ч, т. е. увеличены электрическая мощность и производственный отбор турбины через ЦВД и полнокомплектных турбин, предназначенных для замены ЦВД или турбин Т-50-130 и Т-100-130, расход свежего пара увеличен соответственно от 260 до 300 т/ч и от 460 до 520 т/ч (в зависимости от модификации). Для повышения экономичности и надежности турбин Т-110, Т-116 и Т-118 применены осерадиальные бандажные уплотнения в ступенях ЦВД и ступенях 10-16 ОСД, регулирование тепловой нагрузки по разности температуры сетевой воды; регулирование температуры подпиточной воды во встроенном пучке конденсатора; электрогидравлическая система регулирования, позволяющая независимо поддерживать электрическую мощность и тепловую нагрузку; насадные диски с торцевыми шпонками без продольного шпоночного паза для уменьшения напряжения в наиболее опасной зоне почти в 2 раза и исключения возможности выпадания коррозионных осадков на поверхность расточки дисков и, в свою очередь, опасности развития трещин в ней, а также изготовлены диски из более устойчивой к коррозионному растрескиванию (как показывает опыт) стали 35ХН1М2 вместо стали 34X1М и 34XH3M.

Для тех ТЭЦ, где по условиям замены оборудования не предлагается полное сохранение существующих фундаментов, на базе турбины Т-110/120-130-5 разработана серия турбин: Тп-115/125-130-1, Тп-115/125-130-2; ПТ-90/120-130/10-1, ПТ-90/125-130-2. Конструктивно обеспечена возможность их работы как с начальными параметрами пара 12,8 МПа, 555 °С, так и с параметрами 8,8 МПа и 500-535 °С (с понижением номинальной мощности до 90 МВт и 65 МВт соответственно). Эго дает возможность начинать эксплуатацию турбин при сохранении на ТЭЦ котельного оборудования с пониженными параметрами. Учитывая, что эти турбины должны устанавливаться в существующих машинных залах действующих ТЭЦ, они выполнены в двух цилиндрах, имеют упрощенную регенерацию, один конденсатор вместо двух и в связи с этим характеризуются уменьшенным расходом охлаждающей воды. Турбины Тн-115 имеют практически полную унификацию по геометрии ступеней 1-23 с турбиной Т-110/120-130-5; в связи с этим их проточная часть, как и турбины Т-110, выбрана на базе совместной работы турбины и тепловых сетей для среднеевропейских климатических условий и αтэц=0,5 и поэтому является оптимальной и экономичной в среднегодовом исчислении.

У турбин Тп-115 и ПТ-90 нет ПНД, который в турбине Т-110 питался паром из камеры отбора на ПСГ-1. При работе по тепловому графику этот ПНД не имеет нагрузки, так как практически весь пар ЧСД отбирается на ПСГ, поэтому его отсутствие не сказывается на экономичности турбоустановки. Отсутствие одного ПВД ведет к снижению экономичности примерно на 0,2 % по сравнению с базовой турбиной Т-110/120-130-5.

При работе по тепловому графику одним из важных факторов экономичности являются потери на трение и вентиляцию ступеней ЧНД. Турбина Тп-115 первой модификации имеет один поток против двух потоков ступеней ЧНД турбины Т-110 при одинаковой высоте лопатки последней ступени 550 мм и одинаковом диаметре, в связи с чем потери на трение и вентиляцию ступеней ЧНД в ней в 2 раза меньше, поэтому при работе но тепловому графику она экономичнее турбины Т-110.

Турбина Тп-115 второй модификации также имеет один поток ступеней ЧНД, который состоит из двух ступеней при высоте лопатки последней ступени 660 мм. При работе по тепловому графику потери на трение и вентиляцию в ступенях ЧНД указанной турбины примерно на 5 % ниже, нежели в турбине Т-110. Из-за отсутствия одного цилиндра механические потери в ней меньше, чем в турбине Т-110.

Наличие одного потока ступеней ЧНД и одного конденсатора при упрощенной регенерации снижает экономичность турбины Тп-115 в конденсационным режиме но сравнению с турбиной Т-110, однако позволяет при этом не строить новых градирен. Так, например, при замене трех турбин типа Т-30-90 уменьшается расход охлаждающей воды на 15 тыс м3/ч. Турбины Тп-115 требуют расхода воды 8 тыс м3/ч и 13500 м3/ч соответственно для 1-й и 2-й модификаций.

Известно, что на чисто отопительных ТЭЦ для собственных нужд используется свежий пар через РОУ, что снижает их экономичность. Наличие в турбинах Тп-115 отбора пара до 70 т/ч на собственные нужды из ресивера ЦВД-ЦНД значительно повышает их экономичность. Для обеспечения работы в параллель указанного отбора пара с другими источниками пароснабжения, например РОУ, на трубопроводе установлен защитно-регулирующий клапан конструкции ТМЗ, который срабатывает под воздействием системы регулирования турбины.

Графики изменения электрической мощности DN и давления в отборе Ротб на собственные нужды ТЭЦ турбины Тп-115/125-130-ТП при номинальном расходе свежего пара 490 т/ч

Графики изменения электрической мощности DN и давления в отборе Ротб на собственные нужды ТЭЦ турбины Тп-115/125-130-ТП при номинальном расходе свежего пара 490 т/ч

Турбина Тп-115 может работать с регулируемым обводом ПВД но питательной воде, что позволяет использовать нар ПВД в отопительных отборах и за счет этого повышать мощность и тепловую нагрузку.

Повышение начальных параметров пара на ТЭЦ до 12,8 МПа, 555 °С, номинальной мощности, введение двухступенчатого подогрева сетевой воды позволяют получить экономию 29 тыс. т условного топлива в год на одну турбину Тп-115. В случае работы с начальными параметрами пара 8,8 МПа, 500-535 °С экономия условного топлива на одну турбину составит примерно 18 тыс. т в год. Наличие встроенного пучка в конденсаторах турбин Тн-115 позволяет за счет утилизации вентиляционного расхода пара ЧНД нодпигочной или сетевой водой дополнительно сэкономить 2000 т условного топлива в год.

Ступени 1-15 турбины ПТ-90 практически полностью унифицированы но геометрии с аналогичными ступенями турбины Т-110, а ступени 16-23 -но профилям облопачивания. Первая модификация ПТ-90 имеет один ноток ЧНД с высотой лопатки последней ступени 550 мм, а вторая — один поток ЧНД с высотой лопатки 660 мм. Предусмотрена возможность работы турбин ПТ-90 с начальными параметрами пара 8,8 МПа, 500-535 °С при соответствующем снижении мощности. По сравнению с использованием турбин ВПТ-25-3 и ВПТ-25-4 обеспечивается экономия топлива, значение которой соответствует приведенному ранее для турбин Тп-115. Несмотря на упрощенную регенерацию турбина ПТ-90 экономичнее турбины ПТ-50/60-130/7 из-за большей номинальной мощности на 0,7 %.

Конденсатор турбины ПТ-50 не имеет встроенного пучка, в связи с этим ири установке турбины ПТ-90 имеется возможность за счет утилизации вентиляционного расхода пара ЧНД получить экономию топлива. Турбины ПТ-90, так и Тп-115 по сравнению с турбинами ПТ-З0 и ПТ-50 имеют экономическое преимущество в возможности повышения мощности и тепловой нагрузки за счет регулируемого обвода ПВД но питательной воде.

Для замены устаревших турбин типа ПТ может быть использована также более мощная турбина ПТ-150/165-130/9 на начальные параметры пара 12,8 МПа, 555 °С . Предусмотрена возможность ее эксплуатации с параметрами пара 8,8 МПа, 500-535 °С ири соответствующем ограничении номинальной мощности до 100 МВт. Турбина ПТ-150 может впоследствии быть использована для замены турбины ПТ-135/165-130/15, так как габариты фундамента у них одинаковы.

При наличии на ТЭЦ достаточной нагрузки горячего водоснабжения в летний период для замены отработавших свой ресурс турбин может быть использована разработанная заводом турбина ТР110-130.

При наличии на ТЭЦ достаточной нагрузки но технологическому пару для замены отработавших свой ресурс турбин типа ПТ может быть использована разработанная МТЗ турбина на параметры пара 12,8 МПа, 555 °С тина ПТР-90/100-130/10. Конструктивно обеспечена возможность ее эксплуатации на параметры пара 8,8 МПа, 500-535 °С.

Для замены полнокомплектных турбин ВПТ-25-3 и ВПТ-25-4 МТЗ разрабатывает более мощную турбину типа ПТ-30/35-90/10 на начальные параметры пара 8,8 МПа, 535 °С, в которой внедрены наиболее прогрессивные решения но повышению ее экономичности и надежности, в том числе осерадиальные бандажные уплотнения для ступеней 1-16, конструкция узлов наровпуска и электрогидравлическая система регулирования.

Турбина ПТ-30 устанавливается на фундамент турбины ВПТ-25-4. Она длиннее турбины ВПТ-25-3 по фундаментным рамам на 329 мм, поэтому для ее установки на фундаменте последней необходимо выполнить замену ригеля под передний подшипник в прежнем фундаменте и осуществить крепление нового ригеля к существующим колоннам и продольным ригелям имеющегося фундамента.

Турбина ПТ-30 сопрягается с генератором типа ТС-32 Лысьвенского завода.

Турбины ВПТ-25-4 компоновались с генераторами ТВС-30 и ТВС-32. Генератор ТС-32 устанавливается на фундамент генератора ТВС-30 и ТВС-32, так как имеет одинаковые габаритные и установочные размеры но фундаментам с заменяемыми генераторами.

Турбины ВПТ-25-3 компоновались в разные годы с генераторами тина Т2-25-2, ТВ2-30-2 и ТВС-30. Генераторы Т2-25-2 и ТВ2-30-2 длиннее нового генератора ТС-32 на 830 мм, имеют другое число и другие привязки фундаментных болтов, поэтому при установке нового генератора на фундаменты прежних генераторов требуется реконструкция (практически замена) верхнего строения генераторной части фундамента. При замене генератора ТВС-30 на ТС-32, как было отмечено ранее, никаких изменений в генераторной части фундамента не требуется.

В последнее время на ТМЗ поступают запросы на теплофикационные турбины, рассчитанные на начальные параметры пара 2,8-3,4 МПа, 400-420 °С. На ТМЗ ведутся работы но созданию на базе выпускаемых турбин одноцилиндровых турбин тина Т и ПТ номинальной мощностью 25-30 и 50-60 МВт с двухступенчатым подогревом сетевой воды, конденсаторами со встроенными пучками с учетом современных требований к конструкции и системе регулирования.

ТМЗ ведет постоянную работу но повышению эффективности установленных на ТЭЦ турбин, главными направлениями которой являются увеличение пропускной способности и перевод на работу с пониженным αтэц или ротором-проставкой ЦНД.

Увеличение пропускной способности, а следовательно, электрической мощности и тепловой нагрузки осуществляется или путем замены сопловых сегментов ЦВД при сохранении геометрии остальной проточной части с учетом существующих запасов по расходу в ступенях давления или путем замены диафрагмы первой ступени давления ЦВД на фальш-диафрагму ири одновременном разлопачивании диска этой ступени и сохранении геометрии остальных ступеней давления (например, турбина Т-100-130 ТЭЦ-8 Мосэнерго). Наличие фальш-диафрагмы стабилизирует поток пара после регулирующей ступени и одновременно ограничивает объем камеры регулирующей ступени, что предотвращает возможность возникновения акустических резонансных колебаний и поломку лопаток. Эго же конструктивное решение применяется для восстановления пропускной способности турбин при переходе по условиям надежности котельного оборудования на пониженные параметры пара.

Перевод турбин на работу с пониженным αтэц, осуществляется увеличением числа ступеней на одну в отсеке, предшествующем отбору пара на ПСГ-2, и уменьшением на одну в отсеке, предшествующем отбору пара на ПСГ-1, при одновременном увеличении расхода сетевой воды через ПСГ в результате ее пропуска в два хода вместо четырех за счет реконструкции водяных камер. Перевод на работу с пониженным αтэц, легко реализуем в условиях ТЭЦ, так как диски предотборных ступеней выполняются насадными, что позволяет перемещать ступени проточной части из одного отсека в другой и с учетом обоймовой конструкции снимать одни и устанавливать другие (более оптимальные) ступени. Это мероприятие внедрено на одной из турбин Т-250 ТЭЦ-25 Мосэнерго и позволило при неизменном расходе топлива увеличить ее мощность примерно на 10 МВт.

ЦСД-2 турбины Т-250/300-240 после реконструкции

ЦСД-2 турбины Т-250/300-240 после реконструкции

При работе турбин но тепловому графику и охлаждении конденсатора циркуляционной водой имеются потери мощности на трение и вентиляцию ступеней ЦНД и потери теплоты вентиляционного расхода пара ее ступеней, а при охлаждении конденсатора сетевой или подпиточной водой — только потери мощности на трение и вентиляцию. Для повышения эффективности турбин на теплофикационных режимах разработано и на ряде ТЭЦ внедрено техническое решение по замене штатного ротора НД на ротор-проставку, отличающийся отсутствием рабочих лопаток. При охлаждении конденсатора циркуляционной водой ресиверные трубы в ЦНД демонтируются, устанавливаются заглушки на выходе из ЦСД и на входе в ЦНД, т. е. осуществляется перевод турбины на режим противодавления.

Диафрагмы в ЦНД остаются, что упрощает переход, при необходимости, с ротора-проставки на штатный ротор. На электростанциях, где такой переход требуется осуществлять многократно, замена ротора-проставки на штатный ротор и обратно может производиться в самые кратчайшие сроки благодаря использованию новой конструкции полумуфт для сочленения роторов, позволяющей обходиться без райберовок отверстий в полумуфтах.

Качественная водоэмульсионная краска.



Читайте также:

Последние аварии на объектах электроэнергетики РФ

Энергетика. ТЭС и АЭС © 2012 Использование материалов с сайта разрешается при наличии на него активной ссылки без тегов nofollow и noindex.
Яндекс.Метрика Рейтинг@Mail.ru Rambler's Top100
Яндекс.Метрика