Увеличение пропускной способности, электрической мощности и тепловой нагрузки турбины
Пропускная способность турбины определяется пропускной способностью регулирующей ступени ЧВД и остальной проточной части.
При запасах по пропускной способности первых нерегулируемых ступеней ЧВД, определяемых в эксплуатации давлением в камере регулирующей ступени Pр.с. (заданный максимальный расход пара Pр.с.<Pр.с. max , где Pр.с. — максимально допустимое давление в камере регулирующей ступени по условиям плотности разъема цилиндра), повышения расхода пара можно достичь изменением пропускной способности регулирующей ступени путем увеличения количества сопл в сопловых сегментах. Опыт увеличения расхода пара и соответственно мощности и тепловой нагрузки до 6 % турбин Т-100-12,8 имеется на .
При отсутствии запасов по пропускной способности проточной части турбины увеличение расхода свежего пара может быть достигнуто снижением давления в камере регулирующей ступени путем замены диафрагмы первой ступени давления ЧВД на фальш-диафрагму, имеющую вместо лопаток ряд стоек, и разлопачивания диска этой ступени. Установка фальш-диафрагмы позволит стабилизировать ноток пара после регулирующей ступени, сохранить неизменными размеры камеры регулирующей ступени и тем самым предотвратить возможность возникновения акустических резонансных колебаний и поломку лопаток ступеней.
Переделка диафрагмы на фальш-диафрагму может быть осуществлена региональными ремонтными организациями но технологии, разработанной ТМЗ. Накоплен положительный опыт длительной эксплуатации одной из турбин Т-100-12,8 на ТЭЦ-8 Мосэнерго, на которой с помощью этого метода примерно на 8,7 % увеличены расход свежего пара, электрическая мощность и тепловая нагрузка.
Найденное конструктивное решение может быть применено для восстановления пропускной способности турбины при снижении (по условиям надежности котельного оборудования и трубопроводов) параметров свежего пара.
Увеличение расхода пара в турбину обусловлено перегрузкой ступеней, особенно предотборных, и поэтому требует конкретного рассмотрения и разработки критериев эксплуатации.
Повышение мощности турбины путем ее перевода на работу с пониженным коэффициентом теплофикации
Современные теплофикационные турбины спроектированы исходя из работы ТЭЦ с коэффициентом теплофикации αтэц=0,5. Это значит, что при минимальной температуре наружного воздуха тепловые нагрузки установленных на ТЭЦ теплофикационных турбин и водогрейных котлов равны.
В настоящее время но ряду причин, например, при отставании роста тепловой мощности турбин ТЭЦ от повышения тепловой нагрузки присоединенного района теплопотребления или при ограничении числа турбин ТЭЦ (но сравнению с требуемым) с целью уменьшения расхода органического топлива, по экологическим соображениям, для обеспечения тепловой нагрузки на ТЭЦ устанавливаются дополнительные водогрейные котлы.
Дополнительные водогрейные котлы могут быть установлены по двум конкурентным схемам: отдельной группой (не связанной с турбинами ТЭЦ) с независимым подводом дополнительной сетевой воды (в этом случае условия работы турбин не изменяются); с включением в общую схему
ТЭЦ параллельно остальным водогрейным котлам. В последнем случае дополнительная сетевая вода проходит через подогреватели сетевой воды (ПСГ) турбины, после чего поступает в основные и дополнительные водогрейные котлы. При новом соотношении тепловой нагрузки турбин и водогрейных котлов αтэц снижается до 0,3-0,35 и соответственно расход сетевой воды Wсв через ПСГ возрастает до 1,4—1,6 номинального.
При увеличении расхода сетевой воды температура ее на входе в ПСГ остается неизменной, а на выходе снижается, что позволяет уменьшить давление в верхнем по ходу сетевой воды регулируемом отборе и в результате этого увеличить электрическую мощность турбины на величину ΔNэ разность мощностей при неизменном расходе тепла на турбоустановку.
По данным исследований, выполненных применительно к турбинам Т-100-12,8 и Т-250/300-23,5, снижение давления в регулируемом отборе при уменьшении коэффициента αтэц приводит к увеличению энтальпийных теплоперепадов на ступени предооборного среднего отсека (СО) и уменьшению на ступени промежуточного отсека (ПО), расположенного между отопительными отборами, в результате чего снижается их КПД. Одновременно происходит увеличение расхода пара на подогреватель второй ступени (ПСГ-2), что приводит к увеличению потерь давления в трубопроводе подвода пара к ПСГ-2. В связи с этим значение ΔNэ невелико и при номинальном расходе пара на турбину и среднезимнем режиме работы составляет около 25 % теоретически возможного. При рассмотрении всего отопительного периода и с учетом увеличения расхода собственных нужд на перекачку сетевой воды фактическая величина ΔNэ будет ниже указанной.
Повышение экономичности теплофикационной турбины со ступенчатым подогревом сетевой воды Wсв при увеличении ее значения может быть достигнуто изменением места отбора пара из проточной части путем уменьшения числа ступеней в ПО и увеличения числа ступеней в СО. Увеличение Wсв осуществляется пропуском ее в два хода вместо четырех путем реконструкции водяных камер ПСГ; для перестановки ступеней требуется реконструкция обойм. Диски ступеней СО и ПО, как правило, 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. Изменение мощности турбин Т-100-12,8 и Т-250/300-23,5 при увеличении Wсв перестановке ступеней СО и ПО при среднезимнем режиме и номинальном расходе пара видно из рисунка:
Изменение мощности турбины при увеличении расхода сетевой воды Wc в при среднезимнем режиме при номинальном расходе пара в результате перестановки предотборных ступеней
Разная эффективность является следствием влияния начальных параметров пара, различного изменения давления на регулируемых отопительных отборах и разного абсолютного значения КПД ступеней, на которых происходит приращение мощности.
Осуществлен перевод на работу с пониженным коэффициентом αтэц одной из турбин Т-250/300-23,5 ТЭЦ-25 Мосэнерго и Киевской ТЭЦ-5.
Перевод на работу с ротором-проставкой ЦНД
При работе турбин по тепловому графику наблюдаются потери мощности на трение и вентиляцию в ступенях ЦНД, а при охлаждении конденсатора циркуляционной водой — потери тепла вентиляционного расхода пара.
Повышение эффективности турбин на теплофикационных режимах может быть достигнуто путем замены штатного ротора низкого давления (НД) на специально изготовленный ротор-проставку, отличающийся отсутствием рабочих лопаток и пазов в дисках для их установки. В качестве ротора-проставки может быть также применен ротор НД со срезанными или удаленными рабочими лопатками. При охлаждении конденсатора циркуляционной водой ресиверные трубы в ЦНД демонтируются, устанавливаются заглушки на выходе из ЦСД и на входе в ЦНД, в результате чего прекращается доступ пара в ЦНД, т. е. осуществляется перевод турбины на режим противодавления. Диафрагмы в ЦНД остаются, что при необходимости упрощает переход с ротора-проставки на облопаченный 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 полумуфт новой конструкции для сочленения роторов, позволяющих обходиться без проведения предварительных райберовок отверстий в полумуфтах. Переход на эксплуатацию турбины Т-100 с ротором-проставкой ЦНД при охлаждении конденсатора сетевой водой позволяет получить экономию топлива до 1500 т у. т./год. Эффективность перевода турбины Т-100 на работу с ро-тором-проставкой ЦНД при охлаждении конденсатора циркуляционной водой и прекращении доступа пара в ЦНД составляет 3640 т у. т./год. Накоплен значительный опыт эксплуатации с ротором-проставкой ЦНД одной из турбин Т-100 на Ново-Свердловской ТЭЦ, Казанской ТЭЦ-3 и Набережночелнинской ТЭЦ.
При переводе турбоустановки на работу с ротором-проставкой ЦНД ее тепловая схема не меняется. Пуск турбины осуществляется с включенным в работу ПСГ-1.
Уплотнение регулирующих диафрагм низкого давления
При охлаждении конденсатора циркуляционной водой и работе турбины по тепловому графику повышение экономичности турбины может быть достигнуто в результате уменьшения пропуска пара в конденсатор увеличением плотности регулирующей диафрагмы низкого давления путем уменьшения изгибной жесткости поворотного кольца (ПК). Это достигается тем, что со стороны подвода пара между каналами ПК от внутренней до наружной радиальной поверхности выполнены сквозные пазы, боковые поверхности которых параллельны соседним боковым поверхностям каналов [5]. При работе турбины на ПК действует усилие от перепада давления пара, от которого ПК деформируется в большей степени, чем жесткая диафрагма, что обеспечивает плотность прилегания ПК к телу и ободу последней. Заводом разработана техническая документация по реконструкции поворотного кольца регулирующей диафрагмы ЧНД. Общий вид модернизированного поворотного кольца изображен на рисунке ниже. Ожидаемая экономия топлива от уплотнения диафрагмы применительно к турбине Т-100-12,8 составляет до 2140 т у. т./год.
Поворотное кольцо регулирующей диафрагмы ЧНД после модернизации
Организация отборов пара для собственных нужд ТЭЦ
В России и странах СНГ имеется значительное количество чисто отопительных ТЭЦ, на которых установлены турбины типа Т. На указанных ТЭЦ, как правило, имеется потребность в ограниченном количестве пара для удовлетворения собственных нужд, например для разогрева мазута, подачи на калориферы и т. п. Для этих целей в основном используется редуцированный пар, что снижает экономичность ТЭЦ. Повышение экономичности может быть достигнуто путем организации в установленных турбинах регулируемых отборов пара. По выполненным исследованиям для обеспечения потребителя отбор пара до 70 т/ч давлением 1,0 — 1,8 МПа конструктивно может быть организован в турбине Т-100-12,8 из ресивера ЦВД-ЦСД, до 90 т/ч — давлением 2,5-3,5 МПа.
Эффективность организации отбора пара на собственные нужды ТЭЦ при номинальных расходах свежего пара видна из рисунка:
Повышение мощности ТЭЦ за счет отборов на собственные нужды в турбинах при номинальных расходах пара
В процессе исследования было принято, что конденсат пара собственных нужд возвращается в систему регенерации с температурой 100 °С. Повышение мощности турбины происходит как в результате прохождения отбираемого пара через соответствующую группу ступеней, так и благодаря потоку пара, идущего на подогрев конденсата в системе регенерации.
Для обеспечения параллельной работы этих отборов пара с другими источниками пароснабжения, например РОУ, на трубопроводах указанных отборов должны быть установлены защитно-регулирующие клапаны, на которые воздействуют системы регулирования турбины. Защитно-регулирующие клапаны конструкции ТМЗ выполняют функции по регулированию расхода и давления пара, а также защиты турбины от увеличения частоты ее вращения при сбросе электрической нагрузки.
Получение дополнительной мощности при отключении ПВД
При получении дополнительной мощности ΔN в результате отключения ПВД при неизменном расходе свежего пара условия работы оборудования ТЭЦ меняются: из-за снижения температуры питательной воды возрастает тепловая нагрузка котлов и снижается температура уходящих газов, повышается давление в трубопроводах и камерах отбора на ПВД, увеличиваются нагрузки на ступени турбины, расположенные после отбора, изменяется осевое усилие, возрастают давления в камерах отбора на ПНД и нагрузки конденсатных насосов и т. п.
Поэтому работа с отключенными ПВД в первую очередь может быть реализована при наличии на ТЭЦ резерва по теплопроизводительности котельного оборудования или газоводяных теплообменников, в которых утилизируется тепло уходящих газов или .
Отключение ПВД в теплофикационных турбинах более эффективно, чем в конденсационных, так как одновременно с ΔNэ может быть получена и дополнительная тепловая нагрузка, при этом ΔNэ будет выработана на тепловом потреблении с удельным расходом топлива примерно 0,16 кг у. т./(кВт-ч). Зависимость ΔNэ от температуры наружного воздуха турбин Т-100-12,8 при номинальных расходах пара приведена на рисунке:
Относительное повышение мощности турбин при отключении ПВД и номинальных расходах пара
Отключение отдельных ПВД возможно путем закрытия задвижек на трубопроводах подвода пара, что реализовано на турбинах Т-100-12,8 ТЭЦ-17 Ленэнерго и др.
Наиболее эффективно отключение ПВД путем регулируемого обвода их по питательной воде с установкой на линии обвода регулирующего клапана. Наличие последнего позволяет включить отключение ПВД в регулятор тепловой нагрузки турбины и осуществлять это мероприятие при достижении парораспределительными органами ЧНД минимального открытия и парораспределительными органами ЧВД максимального открытия, т. е. при работе турбины но тепловому графику. Для турбин типа ПТ обвод ПВД прекращается при достижении парораспределительными органами ЧСД максимального открытия, что исключает снижение экономичности при наступлении естественного повышения давления в производственном отборе.
Современный и стильный светильник напольный, подходящий как для изысканного, так и для практичного интерьера. Светильники и другие источники света доступны для заказа по ссылке.