«Модернизация проточной части паровой турбины к-300-240-1» icon

«Модернизация проточной части паровой турбины к-300-240-1»


Смотрите также:
Действительно ли история развития тепловых двигателей -это история прогресса?...
К вопросу перехода на измерительный контроль элементов проточной части динамических машин...
Тематическое усовершенствование «Проточная цитометрия в клинической лабораторной диагностике»...
Законодательное собрание ростовской области...
Законодательное собрание ростовской области...
Законодательное собрание ростовской области...
Тематическое усовершенствование «Проточная цитометрия в клинической лабораторной диагностике»...
Устройство картриджа лазерного принтера и принцип печати...
Реферат Газотурбинные установки могут служить приводами для нагнетателей природного газа...
Модернизация электроснабжения карьера...
Конкурс сочинений к 300-летию М. В. Ломоносова. Школьникам и студентам на сайте "Lomonosov300"...
Программатор gp-300 + + Блок питания Программатор gm-300...



Загрузка...
скачать
АННОТАЦИЯ

«Модернизация паровых турбин К-300-240»

Приведены описание и энергетическая характеристика первой модификации паровой турбины К-300-240-1 Ленинградского металлического завода (ЛМЗ), установленной в составе энергоблока 300 МВт. Раскрыты особенности модернизированной части низкого давления (ЧНД) турбины К-300-240-1М. Определено фактическое повышение мощности турбины после модернизации ЧНД. Показана эффективность модернизированной турбины К-300-240-6МР с реактивным облопачиванием проточной части высокого давления и модернизированной ЧНД. Освещены проблемы эксплуатации на начальном этапе освоения турбин К-300-1М, К-300-240-6МР и приведены пути успешного решения технических проблем в процессе эксплуатации в условиях электростанции.


^ Доклад


«Модернизация проточной части паровой турбины К-300-240-1»


1. Турбина К-300-240-1


На ЛГРЭС первая паровая турбина К-300-240-1 ЛМЗ введена в эксплуатацию в декабре 1969 г. Турбина изготовлена на параметры пара 23,5 МПа и 833/838 К, давление пар в конденсаторе (рк) 3,4 кПа, температуру питательной воды 538 К (при полной нагрузке). Эксплуатируется турбина с начальными параметрами пара 23,5 МПа и 813/813 К в блоке с прямоточным котлом. Турбина состоит из трёх цилиндров: высокого давления - ЦВД; совмещающего часть среднего давления (ЧСД) и один поток части низкого давления (ЧНД) – ЦСНД; двухпоточного низкого давления - ЦНД. Область ЦСНД, в которой расположена ЧСД, принято называть цилиндром среднего давления (ЦСД). Общее число ступеней 39, из них в части высокого давления (ЧВД) и ЧСД по 12 и в ЧНД – три потока по 5 ступеней. Два стопорных и семь регулирующих клапанов установлены по обе стороны ЦВД. Пар подводится к ЦВД через два штуцера, вваренных в верхнюю и нижнюю половины цилиндра. Четыре сопловых коробки вварены в горловины внутреннего цилиндра, а в месте ввода в него пара через штуцера предусмотрено уплотнение поршневыми кольцами. К каждой из трёх сопловых коробок пар подводится через два клапана (Æ 75 и Æ120 мм), а к четвёртой – через один (Æ120 мм).

Регулирование – сопловое. В качестве регулирующей ступени (РС) применена одновенечная парциальная ступень с четырьмя сопловыми сегментами. Три сегмента имеют по 16 каналов, а четвёртый – 8. РС может работать по различным программам регулирования при постоянном и скользящем давлении.

За РС расположены пять ступеней давления первого потока, после которых пар поворачивает на 180о и проходит шесть ступеней второго потока. Перепускаемым паром интенсивно охлаждается внутренний корпус и прогревается наружный.

Все ступени ЦВД имеют радиальные бандажные уплотнения, оптимальные перекрыши и осевые зазоры. Цельнокованый ротор высокого давления (РВД) соединён жёсткой муфтой с ротором среднего давления, что дало возможность сделать для них один подшипник. Концевые и средние уплотнения ЦВД имеют усики, завальцованные в роторе, и гребенчатые неподвижные кольца.

Из ЦВД по двум трубам диаметром 625 мм пар поступает в промежуточный пароперегреватель, а затем, пройдя два стопорных и два отсечных клапана, направляется в ЦСНД.

Все ступени ЧСД – с закрученными лопатками. Диафрагмы расположены в обоймах. Рабочие лопатки ступеней 1-10 и двух первых ступеней ЧНД имеют бандажи с радиальными уплотнениями.

После двенадцатой ступени ЧСД две трети пара ответвляется и по двум трубопроводам диаметром 1050 мм подводится к ЦНД, а одна треть – через пять ступеней направляется непосредственно в конденсатор. Все три выходных патрубка приварены к общему конденсатору.

Длина последней рабочей лопатки ЧНД 960 мм, а средний диаметр 2480 мм. Ометаемая площадь рабочей лопаткой 7,48 м2.. Последняя ступень [39] обеспечила сооружение турбины для рк » 3,5 кПа из расчёта одного выхода на 100 МВт, а для более высокого противодавления – 130 МВт на один выход. Удельная паровая нагрузка последнего рабочего колеса при рк = 3,5 кПа – 25 т/(м2×ч). Такая же ступень турбин К-800-240-3 рк = 3,5 кПа эксплуатируется с удельной паровой нагрузкой примерно 31,5 т/(м2×ч). Выходная кинетическая энергия hс » 35 кДж/кг.

Ротор совмещённого цилиндра (РСНД) – цельнокованый, а его последние пять дисков – насадные. В зоне переднего концевого уплотнения выполнен разгрузочный диск. Уплотнения в передней части имеют гребенчатый профиль непосредственно на валу, а в задней части – на насадных втулках. В статоре же помещены обоймы, в которых зачеканены уплотнительные кольца.

Двухпоточный ЦНД состоит из тех же ступеней, что и ЧНД в совмещённом цилиндре. Ротор низкого давления (РНД) состоит из стального вала, на который насажено 10 дисков по 5 на каждый поток. В зонах концевых уплотнений РНД установлены насадные втулки.

Питательная вода подогревается в четырёх подогревателях низкого давления (ПНД), в семиатмосферном деаэраторе и в трёх сдвоенных подогревателях высокого давления (ПВД). Для нужд электростанции предусмотрена бойлерная установка максимальной производительностью 17,5 МВт и отборы пара сверх регенерации из трубопроводов за ЦВД, к ПНД-3, ПНД-4.

Основной питательный насос максимальной производительностью 1150 т/ч приводится паровой турбиной. Пар к турбине поступает из отбора к ПВД-6 при расчётных параметрах 1,58 МПа и 723 К и отводится в ПНД-3 и во вторую ступень бойлерной установки, а избыток пара отводится в камеру за 12-й ступенью ЧСД.

Пускорезервный электронасос производительностью 550 т/ч оснащён гидромуфтой. Насосы подают воду при 33,5 МПа и 438 К.

С момента ввода в эксплуатацию на ЛГРЭС систематически совершенствовались основные узлы паротурбинной установки К-300-240-1. Главное направление работ – доводка всех узлов до состояния безусловной надёжности, повышения их долговечности и экономичности.

Следствие выполненных работ – увеличение пропускной способности проточной части турбины 975 до 1050 т/ч и повышение максимальной мощности турбины с 310 до 330 МВт (рис. 1). Основной критерий ограничения максимальной мощности – давление пара на входе в ЧНД (р0 ЧНД), которое не должно превышать 0,264 МПа.

В результате выполненных работ на ЛГРЭС достигнуты высокие технико-экономические показатели турбоустановок К-300-240-1: нормативный удельный расход теплоты брутто на выработку электроэнергии (qт) - 7862,8 и 8122,4 кДж/(кВт•ч) при нагрузках 300 и 120 МВт; наработка на отказ – 22037 часов; коэффициент технического использования - 0,8982; коэффициент готовности - 0,9988. И это при наработке каждой из восьми турбин свыше 230 тыс. часов и при более чем шестистах остановах и пусках каждого энергоблока.

Исходно-номинальный УРТ на отпущенную электроэнергию в режиме номинальной нагрузки 300 МВт на блоках ЛГРЭС с турбиной К-300-240-1 при сжигании: природного газа – 311 г/(кВт•ч); мазута – 315,5 г/(кВт•ч).

Существенный резерв улучшения экономичности турбоустановок на ЛГРЭС заключается в совершенствовании проточной части турбины , а также в модернизации тепловой схемы с целью уменьшения температурных напоров в ПНД и ПВД, повышения эффективности охладителей пара и конденсата ПВД. По расчётно-справочным данным 9250003 РР 201 ОАО «Силовые машины» отклонение реальной тепловой схемы турбоустановок ЛГРЭС от расчётной увеличивает qт на 71,1 кДж/(кВт•ч).




Рис. 1. Схема теплового баланса турбоустановки К-300-240-1 по расчётно-справочным данным 9250001 РР 201 (лист 52) ЛМЗ

^ 2. Турбина К-300-240-1М


С целью повышения экономичности и надёжности в 2003 г. на энергоблоке ст. №3 ЛГРЭС выполнена модернизация ЧНД турбины К-300-240-1. Модернизация ЧНД предусматривала замену всех рабочих колес и диафрагм, а также ротора низкого давления (РНД). Новый РНД - цельнокованый, не имеющий центрального сверления и насадных втулок в зоне концевых уплотнений. Цельнокованый РНД по габаритам и весу аналогичен ротору с насадными дисками и не требует дополнительной реконструкции подшипников и других элементов корпусов ЦНД. Конструкция ротора предусматривает цельнокованые полумуфты для соединения с РСНД и ротором генератора.

На новом роторе имеются шесть балансировочных плоскостей для высококачественной динамической балансировки: кольцевые пазы для установки грузов выполнены на полумуфтах, на полотнах дисков последних ступеней и первых ступеней.

Обойма (внутренний корпус) и выхлопные части ЦНД выполнены сварными с ребрами жесткости и перегородками для установки сопловых аппаратов 1 и 6 ступеней и диафрагм. Все диафрагмы – сварные. Диафрагмы ступеней 5 и 10 с устройствами для влагоудаления, а также для организации камер отборов за ступенями 2, 4, 8 и 9 в каждом потоке.

Внутренний корпус ЦНД используется существующий, так как новые диафрагмы спроектированы специально так, что устанавливаются в существующие проточки в цилиндре.

По данным ЛМЗ модернизация ЦНД приводит к увеличению его средневзвешенного относительного внутреннего КПД по состоянию перед соплами (η0i) на 8,3% (рис. 2) до 90,3%.





Рис. 2. Составляющие повышения экономичности ЦНД: 1 – удаление демпферных связей из проточной части; 2 – направляющие лопатки с тангенциальным навалом; 3 – цельнофрезерованные бандажи, сварные диафрагмы; 4– согласование поточных и скелетных углов; 5 – плавные меридиональные обводы; 6 – отсос плёночной влаги; 7 – модернизация выхлопного патрубка; 8 – развитые диафрагменные уплотнения; 9 – новая конструкция надбандажных уплотнений


При уменьшении объемных расходов пара через последнюю ступень η0i ЦНД плавно снижается. При объемном расходе 0,5 номинального ηоi ЦНД уменьшается до 67%.

По гарантиям ЛМЗ при расходе свежего пара G0 = 937,3 т/ч после модернизации ЧНД мощность турбины повышается на 6,5 МВт.

Модернизированной турбине присвоено обозначение К-300-240-1М.

Оценка эффективности модернизаций турбин на ЛГРЭС выполнялась независимым экспертом - группой испытаний и наладки паровых турбин ОАО «Белэнергоремналадка». На энергоблоке №3 ЛГРЭС испытания выполнены перед модернизацией, после модернизации и после доводки конструкции рабочих лопаток. При испытаниях определены характеристики ЧНД до и после модернизации (табл. 1).


^ Таблица 1

Прирост внутренней мощности и , qт турбоустановки К-300-240-1М в гарантийных точках при номинальной тепловой схеме по расчётно-справочным данным 9250001 РР 201 ОАО «Силовые машины» и испытаниям ОАО «Белэнергоремналадка»

Расход пара, т/ч

свежего пара

1050

937,3

на входе ЧНД

724,8

655,3

Мощность, МВт

337,4

307,3

Прирост мощности, МВт

по испытаниям

после модернизации

8,598

7,819

после доводки лопаток

7,904

7,264

по гарантиям ЛМЗ

7,500

6,500

Диаграммный

КПД ЧНД, %

по расчётам ЛМЗ

до модернизации

76,9

-

после модернизации

85,2

-

по испытаниям

до модернизации

76,2

-

после модернизации

85,5

-

Прирост КПД ЧНД, %

по расчётам ЛМЗ

8,3

-

по испытаниям

9,3

-

Удельный расход

теплоты, кДж/(кВт•ч)

после модернизации

7667,7

7686,5

до модернизации

7858,6

7862,8

Снижение удельного расхода теплоты, кДж/(кВт•ч)

190,9

176,3


В гарантийный период эксплуатации турбины примерно через 3000 часов работы имело место повреждение рабочей лопатки последней ступени. После доводки конструкции рабочих лопаток безотказная наработка турбины превысила 40 тыс. часов.

На основании результатов испытаний модернизированной турбины приказом концерна «Белэнерго» № 146 от 30.04.2004 г. установленная мощность блока повышена с 300 до 307 МВт.

По расчётно-справочным данным 9250001 РР 201 ОАО «Силовые машины» максимальная мощность турбины К-300-240-1М составляет 337,4 МВт при G0 = 1050 т/ч и давление пара перед ЧНД р0 ЧНД = 0,221 МПа. Максимально допускаемое давление пара перед ЧНД турбины К-300-240-1М снижено до 0,245 МПа по сравнению с турбиной К-300-240-1.

По данным эксплуатационных экспресс-испытаний после модернизации ЧНД оборудование блока имеет существенный запас по производительности, обеспечивающий в экстремальных условиях максимальную нагрузку на уровне 352 МВт при сохранении основных критериев надёжности турбины.

По согласованным и утверждённым в 2006 году энергетическим характеристикам (ЭХ) оборудования ЛГРЭС в номинальном режиме при G0 = 937,3 т/ч qт на турбину К-300-240-1М составляет 7686,9 кДж/(кВт•ч), а исходно-номинальный УРТ на отпущенную электроэнергию энергоблоком с турбиной К-300-240-1М при сжигании: природного газа – 305,0 г/кВт×ч; мазута – 309,0 г/(кВт•ч). Поскольку эти значения УРТ на 6 г/(кВт•ч) ниже по сравнению с блоками с турбинами К-300-240-1, для повышения экономичности электростанции до модернизации других турбин блок с турбиной К-300-240-1М эксплуатировался в режиме максимальной генерации электроэнергии. Годовая выработка электроэнергии им достигала 1,86 млрд. кВт•ч при средней нагрузке 249,2 МВт. Экономия топлива при указанных условиях достигла 9427 т у. т.

В общем, модернизация ЧНД паровых турбин К-300-240 ЛГРЭС – одно из наиболее эффективных энергосберегающих мероприятий, реализованных в Республике Беларусь, при котором достигаются:

- увеличение мощности энергоблока на 7 МВт от 300 до 307 МВт;

- самые низкие удельные капитальные вложения на единицу вводимой мощности 433 долларов США/кВт против более 1100-1200 долларов США/кВт при вводе новых генерирующих мощностей, например, парогазовых установок, на тепловых электростанциях;

- снижение qт на 175,9 кДж/(кВт•ч), вследствие чего:

• уменьшается УРТ на 6 г/(кВт•ч);

• обеспечивается экономия условного топлива в размере 9 тыс. т/год на одном энергоблоке и 72 тыс. т/год при модернизации ЧНД всех турбин электростанции.

Резерв по производительности оборудования (рис. 3) обуславливает целесообразность работ по дальнейшему увеличению мощности блока 15-30 МВт при модернизации турбин К-300-240-1 с заменой и модернизацией отдельных узлов, основного и вспомогательного оборудования блока, выработавших расчётный ресурс.





Рис. 3. Схема теплового баланса турбоустановки К-300-240-1М по расчётно-справочным данным 9250001 РР 201 (лист 25) ЛМЗ


^ 3. Турбина К-300-240-6МР


В 2006 г. на энергоблоке №1 ЛГРЭС выполнена модернизация всей проточной части турбины К-300-240-1.

В тендере на модернизацию участвовали фирмы ОАО «Силовые машины» («СМ») и «ALSTOM Power» («АР»). В тендерных предложениях претенденты при расходе свежего пара G0 = 937,3 т/ч для расчётных тепловых схем турбоустановок гарантировали: «СМ» - снижение qт на 309,8 кДж/(кВт•ч) [qт после модернизации 7553 кДж/(кВт•ч)], повышение мощности турбины на 15,8 МВт; «АР» - qт после модернизации 7576 кДж/(кВт•ч) [снижение qт на 287 кДж/(кВт•ч)].Оба претендента гарантировали длительную максимальную допускаемую мощность турбины 330 МВт при G0 = 990 т/ч.

Ротор низкого давления (РНД) турбины «АР» на 25 т тяжелее РНД турбины «СМ» (табл. 2).


^ Таблица 2

Весовые характеристики роторов турбин К-300-240


Ротор


Вес, кг

К-300-240-1

Модернизированных турбин по предложениям

СМ

АР

Высокого давления (РВД)

9324

12100

-

Среднего давления (РСД)

29300

31593

39550

Низкого давления (РНД)

32060

30178

55000


Увеличение веса РНД турбины «АР» повышает статические и динамические нагрузки на опоры турбины и требует реконструкции подшипников и оснащения турбины системой гидроподъёма роторов. Потому по условиям надёжности к реализации принято тендерное предложение «СМ».

Модернизация проточной части ЦВД, предложенная «СМ», заключается в полной замене старой проточной части на новую проточную часть с реактивным облопачиванием. Новая проточная часть ЦВД состоит из РС и 19 ступеней реактивного типа. В первом потоке расположены РС и 10 ступеней давления, а во втором – 9 ступеней.

По расчётам ЛМЗ новая проточная часть с реактивным облопачиванием и со старым наружным корпусом ЦВД на номинальном режиме увеличивает КПД ЦВД на 7,3% (рис. 4).





Рис. 4. Составляющие повышения экономичности ЦВД:1 – увеличение числа ступеней; 2 – применение развитых уплотнений; 3 – увеличение высоты лопаток и уменьшение диаметра проточной части; 4 - новые эффективные профили направляющих и рабочих лопаток, согласованные с поточными углами; 5 – уменьшение перепада на регулирующую ступень; 6 – новый наружный корпус


Вследствие повышения КПД ЦВД qт брутто турбоустановки снизится на 1,5-2,0%. Мощность турбины при том же расходе теплоты повысится ориентировочно на 4,5 МВт.

Проточная части ЦВД рассчитана на максимальный пропуск свежего пара 990 т/ч, при котором гарантируется максимальная длительная мощность турбины 330 МВт.

Модернизация ЧСД предусматривает замену: РСНД; направляющего аппарата первой ступени; обойм диафрагм; диафрагм; всех рабочих лопаток на новые рабочие лопатки с цельнофрезерованными бандажами; камер и обойм концевых уплотнений.

Цельнофрезерованные бандажи, сварные диафрагмы, согласование поточных и скелетных углов, плавные меридиональные обводы, развитые диафрагменные уплотнения, новая конструкция надбандажных уплотнений по оценке ЛМЗ повышают η0i ЧСД на 1,4%, что соответствует увеличению мощности турбины на 1,3 МВт при неизменном расходе свежего пара.

Модернизированная ЧНД унифицирована с ЧНД турбины К-300-240-1М.

Модернизированной турбине с реактивным облопачиванием ЧВД присвоено обозначение К-300-240-6МР.

После заключения контракта на модернизацию ЛМЗ выполнил расчёт теплового баланса для реальной тепловой схемы турбоустановки энергоблока №1 ЛГРЭС, согласно которому после модернизации в гарантийной точке (G0 = 937,3 т/ч) qт = 7629,3 кДж/(кВт•ч) и мощность на клеммах генератора Р = 317,1 МВт.

По данным испытаний, выполненных независимым экспертом – ОАО «Белэнергоремналадка» - в гарантийной точке после модернизации: qт = 7645,8 кДж/(кВт•ч); Р = 317,46 МВт. По сравнению с типовой энергетической характеристикой турбоагрегата К-300-240 ЛМЗ [13] qт снижается на 217,0 кДж/(кВт•ч), а мощность повышается на 18,26 МВт.

Исходно-номинальный УРТ на отпущенную электроэнергию энергоблоком с турбиной К-300-240-6МР оценивается при сжигании: природного газа – 303,0 г/(кВт•ч); мазута – 307,0 г/(кВт•ч) [табл. 3].


^ Таблица 3

Сводная таблица оценки эффективности модернизации паровых турбин К-300-240 энергоблоков ЛГРЭС

Тип турбины

Исходно-номинальный УРТ на отпущенную электроэнергию в блоком зависимости от вида сжигаемого топлива, г/(кВт•ч)

Экономия топлива при работе с установленной мощностью 5000 ч/год, т/год

газ

мазут

К-300-240-1

311,0*

315,5*

-

К-300-240-1М

305,0*

309,0*

9 000

К-300-240-6МР

303,0**

307,0**

12 000


*ПРОТОКОЛ согласования и утверждения энергетических характеристик оборудования, алгоритма расчёта технико-экономических показателей и графиков удельного расхода на отпущенную электрическую и тепловую энергию Лукомльской ГРЭС – Новолукомль 2006 г.

** Расчётные данные, с учётом снижения удельного расхода теплоты на турбину К-300-240-6МР по сравнению с турбиной К-300-240-1.


Важнейшая характеристика эффективности проточной части паровой турбины – сохранение экономичности в межремонтный период. Основное изменение экономичности имеет место в первый год эксплуатации. Для оценки изменения экономичности модернизированной турбины в межремонтный период электростанция и ОАО «Белэнергоремналадка» провели испытания по определению диаграммных КПД ЦВД () и ЦСД () через 13 месяцев после модернизации. На момент испытаний модернизированная турбина отработала 8647 часов при 15 пусках и остановах. По данным испытаний за этот период снижение составило 0,81%. При этом максимальное значение КПД составляет 86,39%, что практически соответствует гарантии ЛМЗ для модернизированной турбины – 86,6%.

Снижение турбины составило 1,14%. Абсолютная величина после года эксплуатации находится на уровне 93,8%. После модернизации оценивался в 94,42% (табл. 4) при гарантии 94,23%.


^ Таблица 4

Диаграммные КПД цилиндров турбин К-300-240 при номинальном расходе свежего пара 937,3 т/ч

Тип турбины

, %

,%

, %

К-300-240-1

81*

90,5*

76,2**

К-300-240-6МР

87***

94,4****

85,5**


Удельный расход теплоты при номинальном расходе свежего пара 937,3 т/ч на турбинах К-300-240 блока №1 ЛГРЭС:

- до модернизации 1878 ккал/(кВт•ч) * [7862,96 кДж/(кВт•ч)];

- после модернизации 1826 ккал/(кВт•ч) *** [7645,09 кДж/(кВт•ч)].

Прирост мощности энергоблоков после модернизации турбин номинальном расходе свежего пара 937,3 т/ч:

- ст. №3 (К-300-240-1М) – 7,264 МВт**;

- ст. №1 (К-300-240- 6МР) – 18,26 МВт ***.

* Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-300-240 ЛМЗ (для турбин до заводского №1198).— М.: СПО ОРГРЭС, 1976.— 29 с.

** Отчет «Проведение 2 этапа испытаний по оценке эффективности модернизации проточной части низкого давления турбины К-300-240 ст. №3 Лукомльской ГРЭС (после модернизации)». – ОАО «Белэнергоремналадка», Минск, 2003. – Таблица №10.

*** Отчет «Проведение испытаний по оценке эффективности модернизации цилиндров высокого, среднего и низкого давлений турбины К-300-240-6МР блока №1 Лукомльской ГРЭС». – ОАО «Белэнергоремналадка», Минск, 2006.

**** Технический отчёт «Испытания по оценке изменения экономичности модернизированной турбины К-300-240-6МР ст. №1 Лукомльской ГРЭС в межремонтный период». – ОАО «Белэнергоремналадка», Минск, 2007.


Прирост мощности 18,26 МВт приведен по сравнению с типовой энергетической характеристикой турбоагрегата К-300-240-1. В турбине К-300-240-6МР занижено расчётное давление пара в камере отбора пара к верхнему подогревателю питательной воды (ПВД-8). Это вызывает снижение температуры (tп.в) и энтальпии питательной воды за ПВД-8 (hп.в). Согласно расчётно-справочным данным 9250003 РР 0201 турбины К-300-240-1М при G0 = 937,3 т/ч tп.в = 263,5оС и hп.в = 1151 кДж/кг. По расчётно-справочным данным 9250001 РР 201 турбины К-300-240-6МР при G0 = 937,3 т/ч, tп.в = 272,4оС и hп.в = 1193 кДж/кг. Снижение tп.в и hп.в приводит к соответствующему увеличению расхода пара от ПВД-8 до конденсатора турбины. Поэтому при G0 = 937,3 т/ч расход пара в конденсатор составляет по расчётно-справочным данным: 694,2 т/ч – на турбине К-300-240-6МР и 593,7 т/ч – на турбине К-300-240-1М. При этом составляющая прироста мощности турбины К-300-240-6МР от снижения tп.в оценивается уровнем 4-5 МВт.

На основании результатов испытаний модернизированных турбин, Техническими актами ГПО «Белэнерго» от 27.12. 2006 г. и 08.10.2008 г. установленная мощность блоков ст. №1 и №2 повышена с 300 до 315 МВт.

В процессе гарантийной эксплуатации турбины ст. № 1 имело место повреждение проточной части ЦВД в зоне 17-20 ступеней. Наиболее вероятная причина повреждения – выпадение вставок бандажных в рабочих лопатках. Для исключения таких повреждений выполнено крепление вставок бандажных в рабочих лопатках методом обкатки в условиях завода и зачеканки в условиях электростанции.

Первый РВД реактивного типа турбины К-300-240 Конаковской ГРЭС был изготовлен с диаметром 540 мм в зоне среднего уплотнения. При этом имело место повышенное осевое усилие в сторону генератора и, как следствие, повреждение рабочих колодок упорного подшипника. Для снижения осевого усилия в пределах 196 кН (20 тонн силы) РВД турбин К-300-240-6МР ЛГРЭС диаметр РВД в зоне среднего уплотнения был уменьшен до 515 мм. Но и при уменьшенном диаметре РВД осевые усилия оставались повышенными. Поэтому для дополнительного снижения осевого усилия диаметр РВД турбин К-300-240-6МР ЛГРЭС в зоне среднего уплотнения уменьшен до 495 мм.

В процессе модернизации для улучшения условий работы упорного подшипника турбины выполнен подвод масла непосредственно в масляный клин между упорным гребнем ротора и колодками. При этом на турбине К-300-240-6МР ст. № 1 ЛГРЭС сохранён упорный подшипник с колодками 125х75 мм с площадью поверхности трения примерно 95 см2, а на турбине ст. №1 установлен новый подшипник с колодками 143х86 мм с увеличенной площадью поверхности трения примерно до 110 см2 (на 16%). Но принятые меры не решили проблему надёжности упорного подшипника модернизированных турбин К-300-240-6МР на ЛГРЭС. При плановой разгрузке энергоблока ст. №1 ЛГРЭС 07. 03. 2007 года с 320 МВт в 21 час 10 минут до 314,2 МВт в 21 час 16 минут отмечено начало увеличения осевого сдвига ротора турбины К-300-240-6МР в сторону генератора на 0,3мм. Максимальное значение осевого сдвига изменилось от (-) 0,42 мм до (-) 0,72 мм в 21 час 18 минут при нагрузке 307,7 МВт. Увеличение осевого сдвига подтверждается изменением относительного расширения всех роторов турбины на такую же величину.

В 21 час 35 минут при нагрузке 253 МВт и максимальном значении осевого сдвига (-) 0,69 мм блок аварийно остановлен из-за увеличения температуры колодки №6 упорного подшипника турбины до 126°C при среднем значении температуры всех колодок 115°C.

В период разгружения энергоблока параметры пара перед турбиной соответствовали номинальным расчётным значениям. При этом изменений вибрационного состояния подшипников турбины, генератора и возбудителя не отмечено. Выбег ротора турбоагрегата составил 30 минут, что соответствует выбегу для предыдущих остановов.

Анализ изменений давлений и температур по проточной части турбины в период разгрузки и останова показал, что значения давлений и температур соответствуют расчётным значениям для всех зафиксированных нагрузок. Так температура пара за ЦВД снижалась с 282°C при нагрузке 320 МВт до 272°C при нагрузке 253 МВт перед остановом. Это позволило заключить, что проточная часть ЦВД турбины не повреждена, что подтверждалось и отсутствием изменений вибрационного состояния подшипников турбины.

Необходимо отметить, что в течение всего периода эксплуатации наблюдалось некоторое увеличение средней температуры рабочих колодок упорного подшипника и осевого сдвига (табл. 5).


^ Таблица 5

Основные параметры упорного подшипника турбины К-300-240-6МР ст. № 1 ЛГРЭС

Дата

21.07. 2006 г.

02.10. 2006 г.

14.11. 2006 г.

18.01. 2007 г.

20.02. 2007 г.

07.03. 2007 г.

Нагрузка МВт

295

311

326

319

315

320

Температура,

°C

масла

40,9

40,2

40,2

41,0

41,1

40

колодок

подшипника

максимальная

96

87

95

92

93

92

средняя

77,8

78,4

78,3

82,6

84,4

85

Максимальное показание осевого сдвига, мм

- 0,27

- 0,4

- 0,37

- 0,40

- 0,42

- 0,42


При увеличении осевого сдвига перед аварийным остановом было отмечено повышение температуры масла на сливе из подшипника №2 на 3°C, что свидетельствовало о росте усилия на упорный подшипник. Это обстоятельство, а также увеличение температуры колодки №6 турбины до 126°C при среднем значении температуры всех колодок 115°C перед остановом дали основание для выполнения ревизии упорного подшипника. При ревизии было выявлено повреждение баббита рабочих колодок упорного подшипника. После замены рабочих колодок для предупреждения повреждения их было введено ограничение скорости изменения нагрузки (не более 1 МВт/мин) для всех турбин К-300-240-6МР на ЛГРЭС, поскольку и на турбинах с колодками 143х86 мм с увеличенной площадью поверхности трения температура баббита колодок превышала максимально допускаемое значение 90оС в переходных режимах.

Основная причина возникновения аварийной ситуации – изначальная неуравновешенность осевых усилий, действующих на роторы турбины К-300-240-6МР в сторону генератора. Эта причина усугублялась постепенным смещением ротора в сторону генератора (табл. 5), а также ускоренным в течение двух минут смещением ротора при разгрузке энергоблока от 314 МВт до 307 МВт 07. 03.2007 года. Указанные смещения ротора вызывают увеличение входных осевых зазоров в проточной части второго потока ЦВД и в ЦСД. Увеличение входных осевых зазоров приводит к увеличению степени реакции ступеней турбины с соответствующим ростом перепада давлений пара на рабочих лопатках и повышением осевого усилия в сторону генератора.

Опыт эксплуатации турбин К-300-240 ЛГРЭС свидетельствует о необходимости очень осторожного подхода к интенсификации теплообмена колодок упорного подшипника. Так подвод масла в зону входа масла в масляный клин между упорным гребнем ротора и каждой колодкой при неизменном осевом усилии на подшипник турбины К-300-240-6МР ст. № 1 ЛГРЭС снизил температуру рабочих колодок в среднем на 10°C и наиболее нагруженной колодки – на 21°C.

Снижение максимальной температуры колодок при неизменном осевом усилии – отрицательное следствие интенсификации теплообмена, так как искажается значение основного критерия оценки надёжности подшипника – величины осевого усилия, воспринимаемого упорным подшипником. Предупредительная сигнализация максимальной температуры колодок упорного подшипника, по которой оперативный персонал определяет оптимальный режим работы турбины К-300-240, срабатывает при повышении температуры колодок 95оС.

Вследствие интенсификации охлаждения колодок упорного подшипника турбины К-300-240-6МР ст. № 1 ЛГРЭС 23.03.2008 года нарушение гидродинамического режима смазки колодок (возникновение режима полусухого трения между упорным гребнем ротора турбины и рабочими колодками упорного подшипника вследствие разрушения масляного клина между ними) произошло при средней температуре колодок 81оС и максимальной температуре 91,5оС. Такое же нарушение было отмечено также 07.03.2007 года при средней температуре колодок 85оС и максимальной температуре 92оС, что ниже уставки предупредительной сигнализации 95оС.

На не модернизированных подшипниках без интенсификации охлаждения колодок эти значения составили бы соответственно более 112-113°C. Следовательно, при максимально допустимой температуре колодок 95°C по сигналу предупредительной сигнализации оперативный персонал принял бы меры по предупреждению последующего повышения температуры, что сохранило бы надёжный гидродинамический режим смазки колодок. Турбины К-300-240-1 на ЛГРЭС с не охлаждаемыми колодками упорного подшипника (без отверстий для протока масла в теле сегментов и без подвода масла в масляный клин между упорным гребнем ротора турбины и рабочими колодками) эксплуатировались при средней температуре сегментов 89,5°C и максимальной 105°C без повреждений колодок. Поэтому наиболее эффективным направлением повышения надёжности упорного подшипника должно быть не бесконечная интенсификация отвода теплоты от колодок, а снижение удельного давления в их масляном клине, которое достигается уменьшением осевого усилия или увеличением упорной поверхности колодок (поверхности трения) при заданном (фактическом) значении осевого усилия.

Проблема снижения осевого усилия в условиях электростанции успешно решена путём увеличения давления перед разгрузочным диском ротора среднего давления и за ротором высокого давления.

Снижение осевого усилия в пределах 150±30 кН (≈15±3 тонн силы) достигнуто:

- заменой направляющего аппарата (НА) первой ступени ЦСД площадью проходного сечения 886±27 см2 НА 692±17 см2 турбины К-300-240-1;

- калибровкой горл диафрагм (табл. 6).


^ Таблица 6


Горла по среднему диаметру диафрагм ступеней ЧСД турбин К-300-240-6МР ЛГРЭС



Номер ступени

Горло, мм

Расчёт

До ремонта

После ремонта

1

До замены

14,3

13,4

-

После замены

11,5

-

11,3

2

25,7

25,7

22,5

3

23,2

23,2

19,3


После реализации приведенных технических решений на турбине К-300-240-6МР энергоблока №1 ЛРГЭС:

- снижена температура рабочих колодок упорного подшипника: максимальная на 31оС; средняя на 18оС;

- в номинальном режиме с нагрузкой 320 МВт средняя температура рабочих колодок составила 56,3оС (рис. 3, а) при температуре нерабочих колодок 54-56оС;

- при скорости нагружения турбины 6 МВт/мин (примерно 2% максимально допускаемой мощности) турбины максимальная температура рабочих колодок не превысила 70,5оС;

- осевой сдвиг ротора турбины в номинальном режиме с нагрузкой 320 МВт находился в пределах 0,13-0,16 мм в сторону блока регулирования (рис. 5, а).




анепосредственно после ремонта; средняя температура рабочих колодок 56,3 оС



б – после 5000 часов работы; средняя температура рабочих колодок 61,9оС


Рис. 5. Фрагменты «Температура рабочих колодок упорного подшипника турбины К-300-240-6МР ст. №1 ЛГРЭС»


В течение примерно 5000 часов эксплуатации после ремонта (рис. 5, б):

- температура рабочих колодок упорного подшипника турбины К-300-240-6МР ст. №1 ЛГРЭС увеличилась: средняя до 61,9 оС (на 5,6оС) и максимальная до 66,9 оС (на 7,6оС);

- осевой сдвиг в сторону генератора изменился от 0,13-0,16 мм в сторону блока регулирования до 0,01-0,06 мм в сторону генератора (рис. 3.26, б), т. е. увеличился в сторону генератора на 0,15-0,19 мм.

Указанные изменения свидетельствуют о росте осевого усилия. Поэтому для предупреждения последствий, обусловленных условиями надёжности упорного

подшипника, на турбине ст. №1 необходимо предусмотреть замену рабочих колодок 125х75 мм колодками 143х86 мм с увеличенной площадью поверхности.

Наиболее вероятной причиной увеличения осевого усилия может быть появление отложений в проточной части ЦВД.

В турбинах с РВД активного типа при этом увеличивается осевое усилие в сторону блока регулирования (котла) и повышение давления в межцилиндровом пространстве не воздействует на тело ротора из-за одинаковых диаметров в зонах концевых и диафрагменных уплотнений и наличия разгрузочных отверстий в дисках рабочих колёс. Осевое усилие на РВД активного типа создаётся воздействием парового потока на рабочие лопатки и гребни надбандажных и диафрагменных уплотнений. По опыту эксплуатации при появлении отложений в проточной части ЦВД активного типа увеличивается осевое усилие в сторону блока регулирования турбины.

РВД реактивного типа выполнен с увеличенными диаметрами вала в зонах уплотнений направляющих лопаток относительно диаметров в зонах концевых уплотнений. Для турбины К-300-240-6МР диаметры по выступам гребней уплотнений: в зоне переднего уплотнения соответственно 729,6 мм и 510,0 мм; в зоне среднего уплотнения – 844,6 мм и 495,0 мм. При таких диаметрах суммарная площадь выступов (поршней) на теле РВД в зонах переднего и среднего уплотнений ЦВД составляет 5813,2 см2. Паровое усилие на указанные выступы РВД направлено в сторону генератора. Поэтому в первом приближении повышение давления в межцилиндровом пространстве на 1% (100 кПа), вследствие появления отложений во втором потоке ЦВД, увеличивает осевое усилие в сторону генератора на 58,13 кН (5,31 тонн силы) по сравнению с РВД активного типа.

Особо необходимо отметить, что после реализации технических решений по снижению осевого усилия экономичность турбины по данным испытаний ОАО «Белэнергоремналадка сохранилась (табл. 7).


^ Таблица 7

Удельный расход теплоты брутто и КПД ЦВД турбин К-300-240-6МР ЛГРЭС

Станционный номер блока

Год проведения испытания

Удельный расход теплоты брутто, ккал/(кВт•ч) [кДж/(кВт•ч)]

КПД ЦВД, %

расчётный

фактический

расчётный

фактический

1

2006

1819,7 [7607,5]

1823,7 [7624,3]

86,71

87,20

2

2008

1819,7 [7607,5]

1828,0 [7642,3]

86,71

87,00

4

2009

1824,6 [7628,0]

1822,5 [7619,3]

86,98

87,26


На модернизированных турбинах, также как и на турбинах К-300-240-1 в первые годы эксплуатации, имеет место раскрытие в пределах 0,1-0,6 мм внутренних поясков фланцевых разъёмов внутреннего корпуса и обойм ЦВД, вследствие деформации их.

Для восстановления плотности разъёмов требуется разработка специальной технологии ремонта внутреннего корпуса и обойм с учётом особенности конструкции реактивной ЧВД.

Из-за деформации внутреннего корпуса и обойм ЦВД на турбинах К-300-240-6МР по требованию завода-изготовителя в гарантийный период эксплуатации не применяется режим расхолаживания под нагрузкой, что исключает возможность выполнения при останове блока на выходные дни ремонтных работ, требующих отключения валоповоротного устройства ротора и прекращения подачи масла к подшипникам турбины. По опыту эксплуатации режим расхолаживания под нагрузкой не является причиной деформации внутреннего корпуса и обойм ЦВД. Так на турбине ст. № 2 ЛГРЭС не применялся режим расхолаживания под нагрузкой. В период после модернизации до ремонта наработка её составила 6895 часов при 12 пусках. При этом деформации внутреннего корпуса и обойм ЦВД имеют такие же значения, как и на турбине ст. №1 ЛРГЭС, на которой при 26 пусках произведено 7 расхолаживаний под нагрузкой. Поэтому проблема глубокого расхолаживания под нагрузкой до температуры металла паровпуска ЦВД 180-200оС будет решена по мере накопления опыта эксплуатации модернизированных турбин.

В целом, модернизация полная модернизация паровых турбин К-300-240 ЛГРЭС, как и модернизация ЧНД, – одно из наиболее эффективных энергосберегающих мероприятий, реализованных в Республике Беларусь, при котором достигаются:

- увеличения:

• номинальной мощности энергоблока на 15 МВт с 300 до 315 МВт;

• вращающегося резерва мощности в энергосистеме на 15 МВт при гарантийной ОАО «Силовые машины» максимально длительной мощности турбины 330 МВт;

• срока службы турбины на 40 лет;

- самые низкие удельные капитальные вложения на единицу вводимой номинальной мощности 531 USD/кВт против 1217 USD/кВт, например, на ПГУ-560 для ЛГРЭС по данным РУП «Белнипиэнергопром». Абсолютная экономия капитальных вложений составляет при этом более 9,91 млн. долларов США;

- снижение удельного расхода теплоты на турбину на 217,7 кДж/(кВт•ч), вследствие чего:

• уменьшается удельный расход топлива на 8 г/(кВт•ч);

• обеспечивается экономия топлива в размере 12 тыс. т/год на одном энергоблоке и 96 тыс. т/год при модернизации всех турбин электростанции.

Максимальный расход пара на турбину К-300-240-6МР достигает 275,56 кг/с (992 т/ч) при котором максимально длительная электрическая нагрузка составляет 330 МВт (рис. 6).




Рис. 6. Схема теплового баланса турбоустановки К-300-240-6МР по расчётно-справочным данным 9250003 РР 0201 (лист 47) ЛМЗ


Кусков И.А.


«Модернизация проточной части паровой турбины К-300-240-1»


^ 1. Турбина К-300-240-1

На ЛГРЭС первая паровая турбина К-300-240-1 ЛМЗ введена в эксплуатацию в декабре 1969 г. Турбина изготовлена на параметры пара 23,5 МПа и 833/838 К, давление пар в конденсаторе (рк) 3,4 кПа, температуру питательной воды 538 К (при полной нагрузке). Эксплуатируется турбина с начальными параметрами пара 23,5 МПа и 813/813 К в блоке с прямоточным котлом. Турбина состоит из трёх цилиндров: высокого давления - ЦВД; совмещающего часть среднего давления (ЧСД) и один поток части низкого давления (ЧНД) – ЦСНД; двухпоточного низкого давления - ЦНД.

Длина последней рабочей лопатки ЧНД 960 мм, а средний диаметр 2480 мм. Ометаемая площадь рабочей лопаткой 7,48 м2. Последняя ступень обеспечила сооружение турбины для рк » 3,5 кПа из расчёта одного выхода на 100 МВт, а для более высокого противодавления – 130 МВт на один выход. Удельная паровая нагрузка последнего рабочего колеса при рк = 3,5 кПа – 25 т/(м2×ч). Такая же ступень турбин К-800-240-3 рк = 3,5 кПа эксплуатируется с удельной паровой нагрузкой примерно 31,5 т/(м2×ч). Выходная кинетическая энергия hс » 35 кДж/кг.

С момента ввода в эксплуатацию на ЛГРЭС систематически совершенствовались основные узлы паротурбинной установки К-300-240-1. Главное направление работ – доводка всех узлов до состояния безусловной надёжности, повышения их долговечности и экономичности.

Следствие выполненных работ – увеличение пропускной способности проточной части турбины от 975 до 1050 т/ч и повышение максимальной мощности турбины с 310 до 330 МВт. Основной критерий ограничения максимальной мощности – давление пара на входе в ЧНД, которое не должно превышать 0,264 МПа.

В результате выполненных работ на ЛГРЭС достигнуты высокие технико-экономические показатели турбоустановок К-300-240-1: нормативный удельный расход теплоты брутто на выработку электроэнергии (qт) - 7862,8 и 8122,4 кДж/(кВт•ч) при нагрузках 300 и 120 МВт; наработка на отказ – 22037 часов; коэффициент технического использования - 0,8982; коэффициент готовности - 0,9988. И это при наработке каждой из восьми турбин свыше 230 тыс. часов и при более чем шестистах остановах и пусках каждого энергоблока.

Исходно-номинальный УРТ на отпущенную электроэнергию в режиме номинальной нагрузки 300 МВт на блоках ЛГРЭС с турбиной К-300-240-1 при сжигании: природного газа – 311 г/(кВт•ч); мазута – 315,5 г/(кВт•ч).


^ 2. Турбина К-300-240-1М

С целью повышения экономичности и надёжности в 2003 г. на энергоблоке ст. №3 ЛГРЭС выполнена модернизация ЧНД турбины К-300-240-1. Модернизация ЧНД предусматривала замену всех рабочих колес и диафрагм, а также ротора низкого давления (РНД). Новый РНД - цельнокованый, не имеющий центрального сверления и насадных втулок в зоне концевых уплотнений. Цельнокованый РНД по габаритам и весу аналогичен ротору с насадными дисками и не требует дополнительной реконструкции подшипников и других элементов корпусов ЦНД. Конструкция ротора предусматривает цельнокованые полумуфты для соединения с РСНД и ротором генератора.

Обойма (внутренний корпус) и выхлопные части ЦНД выполнены сварными с ребрами жесткости и перегородками для установки сопловых аппаратов 1 и 6 ступеней и диафрагм. Все диафрагмы – сварные. Диафрагмы ступеней 5 и 10 с устройствами для влагоудаления, а также для организации камер отборов за ступенями 2, 4, 8 и 9 в каждом потоке.

Внутренний корпус ЦНД используется существующий, так как новые диафрагмы спроектированы специально так, что устанавливаются в существующие проточки в цилиндре.

По данным ЛМЗ модернизация ЦНД приводит к увеличению его средневзвешенного относительного внутреннего КПД по состоянию перед соплами (η0i) на 8,3% (рис. 1) до 90,3%.

При уменьшении объемных расходов пара через последнюю ступень η0i ЦНД плавно снижается. При объемном расходе 0,5 номинального η0i ЦНД уменьшается до 67%.

По гарантиям ЛМЗ при расходе свежего пара G0 = 937,3 т/ч после модернизации ЧНД мощность турбины повышается на 6,5 МВт.

Модернизированной турбине присвоено обозначение К-300-240-1М.

На энергоблоке №3 ЛГРЭС испытания выполнены перед модернизацией, после модернизации. При испытаниях определены характеристики ЧНД (табл. 1).



Рис. 1. Составляющие повышения экономичности ЦНД: 1 – удаление демпферных связей из проточной части; 2 – направляющие лопатки с тангенциальным навалом; 3 – цельнофрезерованные бандажи, сварные диафрагмы; 4– согласование поточных и скелетных углов; 5 – плавные меридиональные обводы; 6 – отсос плёночной влаги; 7 – модернизация выхлопного патрубка; 8 – развитые диафрагменные уплотнения; 9 – новая конструкция надбандажных уплотнений

^ Таблица 1

Прирост внутренней мощности и , qт турбоустановки К-300-240-1М в гарантийных точках при номинальной тепловой схеме по расчётно-справочным данным 9250001 РР 201 ОАО «Силовые машины» и испытаниям ОАО «Белэнергоремналадка»


Расход пара, т/ч

свежего пара

1050

937,3

на входе ЧНД

724,8

655,3

Мощность, МВт

337,4

307,3

Прирост мощности, МВт

по испытаниям

после модернизации

8,598

7,819

после доводки лопаток

7,904

7,264

по гарантиям ЛМЗ

7,500

6,500

Диаграммный

КПД ЧНД, %

по расчётам ЛМЗ

до модернизации

76,9

-

после модернизации

85,2

-

по испытаниям

до модернизации

76,2

-

после модернизации

85,5

-

Прирост КПД ЧНД, %

по расчётам ЛМЗ

8,3

-

по испытаниям

9,3

-

Удельный расход теплоты, кДж/(кВт•ч)

после модернизации

7667,7

7686,5

до модернизации

7858,6

7862,8

Снижение удельного расхода теплоты, кДж/(кВт•ч)

190,9

176,3


В общем, модернизация ЧНД паровых турбин К-300-240 ЛГРЭС – одно из наиболее эффективных энергосберегающих мероприятий, реализованных в Республике Беларусь, при котором достигаются:

- увеличение мощности энергоблока на 7 МВт от 300 до 307 МВт;

- удельные капитальные вложения на единицу вводимой мощности 433 долларов США/кВт;

- снижение qт на 175,9 кДж/(кВт•ч), вследствие чего:

• уменьшается УРТ на 6 г/(кВт•ч);

• обеспечивается экономия условного топлива в размере 9 тыс. т/год на одном энергоблоке и 72 тыс. т/год при модернизации ЧНД всех турбин электростанции.


^ 3. Турбина К-300-240-6МР

В 2006 г. на энергоблоке №1 ЛГРЭС выполнена модернизация всей проточной части турбины К-300-240-1.

В тендере на модернизацию участвовали фирмы ОАО «Силовые машины» («СМ») и «ALSTOM Power» («АР»). В тендерных предложениях претенденты при расходе свежего пара G0 = 937,3 т/ч для расчётных тепловых схем турбоустановок гарантировали: «СМ» - снижение qт на 309,8 кДж/(кВт•ч) [qт после модернизации 7553 кДж/(кВт•ч)], повышение мощности турбины на 15,8 МВт; «АР» - qт после модернизации 7576 кДж/(кВт•ч) [снижение qт на 287 кДж/(кВт•ч)].Оба претендента гарантировали длительную максимальную допускаемую мощность турбины 330 МВт при G0 = 990 т/ч.

Ротор низкого давления (РНД) турбины «АР» на 25 т тяжелее РНД турбины «СМ» (табл. 2).


^ Таблица 2

Весовые характеристики роторов турбин К-300-240


Ротор


Вес, кг

К-300-240-1

Модернизированных турбин по предложениям

СМ

АР

Высокого давления (РВД)

9324

12100

-

Среднего давления (РСД)

29300

31593

39550

Низкого давления (РНД)

32060

30178

55000


Увеличение веса РНД турбины «АР» повышает статические и динамические нагрузки на опоры турбины и требует реконструкции подшипников и оснащения турбины системой гидроподъёма роторов. Потому по условиям надёжности к реализации принято тендерное предложение «СМ».

Модернизация проточной части ЦВД, предложенная «СМ», заключается в полной замене старой проточной части на новую проточную часть с реактивным облопачиванием. Новая проточная часть ЦВД состоит из РС и 19 ступеней реактивного типа. В первом потоке расположены РС и 10 ступеней давления, а во втором – 9 ступеней.

По расчётам ЛМЗ новая проточная часть с реактивным облопачиванием и со старым наружным корпусом ЦВД на номинальном режиме увеличивает КПД ЦВД на 7,3% (рис. 2).




Рис. 2. Составляющие повышения экономичности ЦВД:1 – увеличение числа ступеней; 2 – применение развитых уплотнений; 3 – увеличение высоты лопаток и уменьшение диаметра проточной части; 4 - новые эффективные профили направляющих и рабочих лопаток, согласованные с поточными углами; 5 – уменьшение перепада на регулирующую ступень; 6 – новый наружный корпус


Вследствие повышения КПД ЦВД qт брутто турбоустановки снизится на 1,5-2,0%. Мощность турбины при том же расходе теплоты повысится ориентировочно на 4,5 МВт.

Проточная части ЦВД рассчитана на максимальный пропуск свежего пара 990 т/ч, при котором гарантируется максимальная длительная мощность турбины 330 МВт.

Модернизация ЧСД предусматривает замену: РСНД; направляющего аппарата первой ступени; обойм диафрагм; диафрагм; всех рабочих лопаток на новые рабочие лопатки с цельнофрезерованными бандажами; камер и обойм концевых уплотнений.

Модернизированная ЧНД унифицирована с ЧНД турбины К-300-240-1М.

Модернизированной турбине с реактивным облопачиванием ЧВД присвоено обозначение К-300-240-6МР.

По данным испытаний в гарантийной точке после модернизации: qт = 7645,8 кДж/(кВт•ч); Р = 317,46 МВт. По сравнению с типовой энергетической характеристикой турбоагрегата К-300-240 ЛМЗ qт снижается на 217,0 кДж/(кВт•ч), а мощность повышается на 18,26 МВт.

Исходно-номинальный УРТ на отпущенную электроэнергию энергоблоком с турбиной К-300-240-6МР оценивается при сжигании: природного газа – 303,0 г/(кВт•ч); мазута – 307,0 г/(кВт•ч) [табл. 3].

^ Таблица 3

Сводная таблица оценки эффективности модернизации паровых турбин К-300-240 энергоблоков ЛГРЭС


Тип турбины

Исходно-номинальный УРТ на отпущенную электроэнергию в блоком зависимости от вида сжигаемого топлива, г/(кВт•ч)

Экономия топлива при работе с установленной мощностью 5000 ч/год, т/год

газ

мазут

К-300-240-1

311,0*

315,5*

-

К-300-240-1М

305,0*

309,0*

9 000

К-300-240-6МР

303,0**

307,0**

12 000


*ПРОТОКОЛ согласования и утверждения энергетических характеристик оборудования, алгоритма расчёта технико-экономических показателей и графиков удельного расхода на отпущенную электрическую и тепловую энергию Лукомльской ГРЭС – Новолукомль 2006 г.

** Расчётные данные, с учётом снижения удельного расхода теплоты на турбину К-300-240-6МР по сравнению с турбиной К-300-240-1.


Важнейшая характеристика эффективности проточной части паровой турбины – сохранение экономичности в межремонтный период. Основное изменение экономичности имеет место в первый год эксплуатации. Для оценки изменения экономичности модернизированной турбины в межремонтный период электростанция и ОАО «Белэнергоремналадка» провели испытания по определению диаграммных КПД ЦВД () и ЦСД () через 13 месяцев после модернизации. На момент испытаний модернизированная турбина отработала 8647 часов при 15 пусках и остановах. По данным испытаний за этот период снижение составило 0,81%. При этом максимальное значение КПД составляет 86,39%, что практически соответствует гарантии ЛМЗ для модернизированной турбины – 86,6%. Снижение турбины составило 1,14%. Абсолютная величина после года эксплуатации находится на уровне 93,8%. После модернизации оценивался в 94,42% при гарантии 94,23%.


В целом, модернизация полная модернизация паровых турбин К-300-240 ЛГРЭС, как и модернизация ЧНД, – одно из наиболее эффективных энергосберегающих мероприятий, реализованных в Республике Беларусь, при котором достигаются:

- увеличения:

• номинальной мощности энергоблока на 15 МВт с 300 до 315 МВт;

• вращающегося резерва мощности в энергосистеме на 15 МВт при гарантийной ОАО «Силовые машины» максимально длительной мощности турбины 330 МВт;

• срока службы турбины на 40 лет;

- самые низкие удельные капитальные вложения на единицу вводимой номинальной мощности 531 USD/кВт против 1217 USD/кВт, например, на ПГУ-560 для ЛГРЭС по данным РУП «Белнипиэнергопром». Абсолютная экономия капитальных вложений составляет при этом более 9,91 млн. долларов США;

- снижение удельного расхода теплоты на турбину на 217,7 кДж/(кВт•ч), вследствие чего:

• уменьшается удельный расход топлива на 8 г/(кВт•ч);

• обеспечивается экономия топлива в размере 12 тыс. т/год на одном энергоблоке и 96 тыс. т/год при модернизации всех турбин электростанции.




Скачать 426.66 Kb.
оставить комментарий
Дата23.01.2012
Размер426.66 Kb.
ТипДоклад, Образовательные материалы
Добавить документ в свой блог или на сайт

хорошо
  1
отлично
  1
Ваша оценка:
Разместите кнопку на своём сайте или блоге:
rudocs.exdat.com

Загрузка...
База данных защищена авторским правом ©exdat 2000-2017
При копировании материала укажите ссылку
обратиться к администрации
Анализ
Справочники
Сценарии
Рефераты
Курсовые работы
Авторефераты
Программы
Методички
Документы
Понятия

опубликовать
Загрузка...
Документы

Рейтинг@Mail.ru
наверх