На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   2008  |   »
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Технологии

01.11.2009 Модернизация паровых теплофикационных турбин типа Т-100/110-130

 

Модернизация паровых теплофикационных турбин типа Т-100/110-130

 

Проблема замены старых и устаревших паровых турбин существует столько же, сколько существует паротурбостроение. В СССР она решалась в рамках государственной программы на основе постановления Совмина «Об организации изготовления узлов и деталей тепломеханического оборудования электростанций для замены отработавших свой ресурс и обеспечения их производства в период с 1981 по 1990 гг.».

Ожидалось, что к 1990 г. суммарная мощность оборудования, отработавшего ресурс, достигнет 60•106 кВт. Выходом из сложившейся ситуации должно было стать параллельное решение ряда задач.

 

Среди этих задач значились следующие:

– демонтаж устаревших и физически изношенных турбин. В 1981–1985 гг. нужно было демонтировать 3,926 ГВт, в 1986–1990 гг. – 4,879 ГВт (всего 68 турбин). Эта задача была выполнена;

– определение предельного ресурса. В 1980 г. предельным ресурсом для оборудования, работавшего при 90 атм, были установлены 220 тыс. ч, при 130 атм – 170 тыс. ч, в том числе сопловые аппараты и диафрагмы ВД – 150 тыс. ч. Как известно, сегодня эти величины установлены на уровне 270 и 220 тыс. ч;

– переоснащение турбины новыми стопорными клапанами, сопловыми аппаратами и диафрагмами ВД. Для решения данной задачи ПО «Турбомоторный завод» переоснастил 11 турбин мощностью 50–55 МВт, 16 турбин мощностью 25 МВт, около 30 турбин мощностью 100 МВт;

– замена корпусов высокого давления комплексно с роторами, сопловыми аппаратами, диафрагмами, регулирующими и стопорными клапанами, уплотнениями. «Турбомоторный завод» к 1990 г. выполнил эту задачу на 40 %, заменив ЧВД на 9 турбинах ВПТ-25-3, на 6 турбинах ПТ-50-130/7 и Т-50/55-130, на 6 турбинах Т-100/120-130. Позже были комплектно заменены 2 турбины Т-50/55-130 и еще 6 турбин Т-100/120-130.

Реализация данной госпрограммы остановилась в 1990–1991 гг. И к настоящему времени эта проблема стала еще острее – из 2 тыс. турбин, находящихся в эксплуатации, примерно 50 % значительно превзошли отпущенный им ресурс. Применительно к номенклатуре турбин УТМЗ (выпущенных ЗАО «Уральский турбинный завод») выработали парковый ресурс все турбины типов ВПТ-25-3, ВПТ-25-4, ПР-25-90/10/0,9, а также все турбины типов Т-50/55-130 и ПТ-50/60-130/7, почти половина турбин Т-100/120-130 (-1, -2 и -3), все турбины Р-38(40)-130-3, половина турбин Р-100-130/5 и 3 турбины Т-250/300-240.

Ясно, что даже при полной загрузке уральского завода замена турбин, отработавших ресурс, займет не менее 30 лет, а для замены второй половины турбин, «постаревших» за эти 30 лет, понадобится еще столько же времени.

Похожая ситуация складывается и с турбинами других производителей. Точечные вводы новых паровых турбин в составе ПГУ разных мощностей не спасут положения.

Напрашивается естественный вывод: наиболее коротким и сравнительно недорогим путем восстановления работоспособности парка турбин является их реновация с одновременной модернизацией, включающей в себя повышение мощности и экономичности каждого турбоагрегата. Этот путь, естественно, дополняется полной заменой устаревших турбин оборудованием нового поколения, установкой ПГУ, созданием двухвальных установок путем использования приключенных турбин [1].

Безусловно, могут быть использованы и более простые способы продления эксплуатации старых турбин, а именно – продление эксплуатации по фактическому состоянию металла стопорного клапана и ЦВД. Как правило, такое продление дается на срок от 20 тыс. до 30 тыс. ч. Возможно также снижение начальных параметров пара. Прежде всего речь идет о снижении температуры, что позволит вывести металл за порог интенсивного проявления ползучести и увеличить предел длительной прочности. Однако такое мероприятие неизбежно повлечет за собой снижение мощности и экономичности и может быть использовано как своего рода «консервирование» турбины в ожидании последующей реновации и модернизации (рис. 1).

Конкретизируем предлагаемые реновацию и одновременную модернизацию турбины на примере турбины Т-100/120-130 (Т-110/120-130) производства Уральского турбинного завода как наиболее популярной турбины на ТЭЦ России и Беларуси.

Полный объем реновации и модернизации включает в себя следующие мероприятия.

1. Комплексная замена ЦВД, в том числе проточной части и клапанов. Корпус цилиндра изготавливается заново, обеспечивая возможность установки либо двухвенечной регулирующей ступени, либо одновенечной регулирующей ступени. Конструкция нового цилиндра обеспечивает существенно сниженный уровень температурных напряжений, особенно в камере регулирующей ступени.

Возможно также использование корпуса ЦВД заменяемой турбины. Для этого необходимо провести восстановительную термообработку, что гарантирует ресурс его повторной эксплуатации турбины не менее 200 тыс. ч, а вносимые конструктивные доработки обеспечивают снижение уровня температурных напряжений.

Новая проточная часть обеспечивает увеличение расхода свежего пара до 495–510 т/ч (мощность 116–125 МВт) либо до 505–530 т/ч (мощность 118–130 МВт). Тепловая нагрузка составит, соответственно, 184–193 Гкал/ч и 188–197 Гкал/ч.

Осуществляется обогрев фланцев и шпилек паром, отбираемым за клапаном № 1, через углубленную обнизку во фланце горизонтального разъема. Устанавливается новая система токосъема с контролем тока заземления.

Повышение внутреннего КПД проточной части составляет 3,5–6 % за счет замены радиальных надбандажных уплотнений осерадиальными (+2,5 %) либо сотовыми (+3,5 %), а также за счет установки сотовых уплотняющих поверхностей в концевых и диафрагменных уплотнениях (+1 %). Установка одновенечной регулирующей ступени даст повышение экономичности еще на 2,5–3,0 %.

2. Комплексная замена проточной части СД. Устанавливаются новый ротор СД с усиленным диском и рабочими лопатками 15, 20 и 22 ступеней, а также сварные диафрагмы всех ступеней СД. Все насадные диски фиксируются торцевыми шпонками и выполнены из стали повышенной пластичности. В случае необходимости проводится фретирование поверхности насадных дисков и упрочнение рабочих лопаток методом ионной имплантации.

Для уменьшения объемов монтажных работ и сокращения сроков модернизации рекомендуется установка новых обойм СД. Концевые уплотнения, а также диафрагменные уплотнения до 17 ступени включительно имеют сотовые уплотнительные поверхности. Надбандажные уплотнения до 17 ступени включительно – осерадиальные либо сотовые поверхности. Повышение внутреннего КПД проточной части СД – не менее 2 %.

3. Комплексная модернизация стопорного клапана и регулирующих клапанов ЧВД. В новом корпусе (либо в старом корпусе после восстановительной термообработки) устанавливается клапан новой конструкции, исключающий возможность зависания разгрузочного клапана. Следовательно, исключаются случаи недозакрытия стопорного клапана при плановых остановах и аварийных отключениях.

При данном мероприятии устанавливаются также новые регулирующие клапаны с перфорированными «яблоками». Седла клапанов имеют конфузорную входную часть. Упрочнена и подвеска штока.

Кулачковое распределительное устройство устанавливается на новой ужесточенной раме, упрочнены сектор и шестерня, установлены опорные подшипники кулачкового вала с более высокой статической грузоподъемностью. В соединениях сектора с кулачковой рамой установлены роликовые подшипники. Чтобы продлить срок службы зубчатой пары, сектор выполнен с двумя «ушами» для крепления к сервомотору ЧВД.

4. Комплексная замена пароподводящих труб высокого и среднего давления.

5. Комплексная замена полугибких муфт РСД-РНД и РНД-РГ жесткими.

6. Комплексная модернизация системы дренирования ЦСД и ЦНД, в том числе удаление процессной влаги из ядра парового потока в перепускных трубах ЦСД – ЦНД внутриканальным отсосом ее в полые поворотные лопатки, а также установка во влагоулавливающих камерах последних ступеней отсечных направляющих лопаток, препятствующих появлению в проточной части вторичной влаги.

7. Оснащение турбины современными средствами контроля линейных и угловых перемещений и вибрационного состояния элементов турбины с формированием предупредительной и аварийной сигнализации.

8. Замена гидравлической системы регулирования новой САР, построенной на современной элементной базе и алгоритмах управления. При модернизации турбина оснащается микропроцессорной электрогидравлической системой регулирования и защиты (ЭГСРиЗ) [2]. При этом демонтируется вся импульсная часть штатной гидродинамической системы регулирования и защиты: насос-импеллер, блок регуляторов (регулирования), механический автомат безопасности (АБ) и его золотники (ЗАБ). Сохраняются только исполнительные механизмы – автозатвор стопорного клапана (АСК) и сервомоторы ЧВД и ЧНД, которые подвергаются минимальной реконструкции. В сервомоторах демонтируются гидравлические обратные связи (конусы), вместо которых устанавливаются электрические датчики положения сервомоторов. Взамен насосной группы устанавливается силовой насос.

На рис. 2 представлена схема объединенная электрогидравлической системы регулирования и защиты турбины типа Т-100/110-130.

 

 

Модернизированная ЭГСРиЗ состоит из трех основных частей: гидравлической части (ГЧСРиЗ), электрической части (ЭЧСРиЗ) и электрогидравлических преобразователей (ЭГП), реализующих функции преобразования электрических сигналов управления ЭЧСРиЗ в гидравлические входные сигналы ГЧСРиЗ.

ГЧСРиЗ включает в себя новый силовой насос, расположенный на валу турбины в блоке переднего подшипника, автозатвор стопорного клапана, сервомоторы регулирующих клапанов ЧВД и сервомоторы ЧНД регулирующей поворотной диафрагмы отопительных отборов турбины.

ЭЧСРиЗ выполнена на базе промышленных контроллеров и исполнительных механизмов фирмы «Omron» и включает в себя шкаф бесперебойного питания (ШБП), шкаф управления (ШУ), рабочую станцию оператора (РСО), инженерную станцию (ИС) и набор датчиков, обеспечивающих реализацию алгоритмов регулирования и защиты.

ЭГП системы регулирования и защиты размещены в блоке управления и защиты (БУЗ), представляющем отдельно стоящий узел, размещенный на площадке обслуживания турбины в районе переднего подшипника и соединенный импульсными гидравлическими линиями с исполнительными механизмами ГЧСРиЗ и управляющими электрическими линиями с ШУ.

К ШБП подводится электропитание от источников переменного тока ~220 В, 50 Гц, постоянного тока 220 В (для ШУ). ШБП и ШУ располагаются на площадке обслуживания турбины, при этом сенсорный терминал ШУ используется как местный щит управления турбиной при пусковых и наладочных операциях.

Операторская и инженерная станции располагаются на групповом щите управления.

В блоке управления и защиты (рис. 3) [2] установлены:

• трехканальный блок золотников защиты (БЗЗ) [3], управляющий подачей масла в «линию защиты» в соответствии с логикой «2 из 3». БЗЗ имеет в своем составе три независимых золотника защиты, объединенных в одной конструкции таким образом, что во взведенном состоянии БЗЗ соединяет «линию защиты» с линией подачи масла от силового насоса, а при посадке любой пары золотников «линия защиты» соединяется со сливом и давление ней исчезает;

• блок соленоидных клапанов (БСК), преобразующий электрические сигналы защиты, действующие на останов турбины в гидравлические сигналы (давление масла в импульсных линиях золотников БЗЗ). Каждый соленоидный клапан управляет «своим» золотником защиты. Соленоидные клапаны являются электрогидравлическими преобразователями системы защиты турбины;

• два блока золотника управления (БЗУ), каждый из которых представляет собой дроссельный поворотный золотник, управляемый электродвигателем от регуляторов ЭЧСРиЗ. БЗУ являются электрогидравлическими преобразователями системы регулирования (на рис. 3 представлен стандартный БУЗ с тремя блоками золотника управления (БЗУ), применяемый для турбин типа ПТ, для турбин типа Т устанавливаются два БЗУ);

• блок промежуточного золотника защиты, обеспечивающий управление сервомоторами системы регулирования от системы защиты (дополнительный гидравлический канал защиты).

В систему регулирования входят:

• регулятор частоты вращения со степенью неравномерности 4–5 % и степенью нечувствительности, не превышающей 0,02–0,06 %;

• регулятор давления пара перед турбиной (для работы в блоке с котлом);

• регулятор активной электрической мощности с частотным корректором с точностью поддержания 0,5 МВт;

• регулятор минимального давления пара перед турбиной;

• регулятор отопительного отбора пара, поддерживающий давление пара в камере верхнего или нижнего отопительного отбора с точностью 0,01 МПа или температуру сетевой воды на выходе из сетевой установки (или ее нагрев) с точностью 0,5 °С;

• регулятор температуры подпиточной воды с точностью 0,5 °С;

• защитные (предельные) регуляторы, обеспечивающие безопасную эксплуатацию турбины во всем диапазоне режимов работы и недопущение ошибок эксплуатационного персонала (максимального давления за регулирующей ступенью турбины, максимального давления в отопительном отборе, максимального давления пара в конденсаторе и др.).

В ЭЧСРиЗ установлена трехканальная система защиты от разгона – электрический автомат безопасности (ЭАБ), реализующий совместно с БЗЗ логику «2 из 3». Это позволяет защититься от ложного срабатывания одного из каналов защиты и обеспечивает возможность раздельного испытания каждого канала «насквозь», включая посадку соответствующего золотника, на работающей турбине без ее останова. Алгоритм ЭАБ построен на анализе комбинации частоты вращения и ускорения, что позволяет существенно (на 4–5 %) снижать уставку ЭАБ при обнаружении неисправности системы регулирования.

В ЭЧСРиЗ реализована также трехканальная электрическая система защиты от повышения давления в камере регулируемого отопительного отбора (ЭСЗО), выполненная аналогично ЭАБ и позволяющая производить поканальное опробование защиты на работающей турбине. Реализация ЭСЗО в ЭЧСРиЗ позволяет демонтировать предохранительные клапаны больших диаметров, снижает присосы воздуха и упрощает эксплуатацию.

На блок соленоидных клапанов подаются также сигналы на останов от технологических и электрических защит турбогенератора и при дистанционном останове турбины оператором.

Во всех режимах работы ЭЧСРиЗ обеспечивает:

– контроль датчиков, линий связи с объектом и цепей питания;

– безударное включение и выключение регуляторов;

– проведение необходимых испытаний (разгон, повышение давления в регулируемых отборах и др.) и определение характеристик;

– оповещение, регистрацию и архивирование сообщений об изменении режимов и отклонениях в работе турбины (в том числе аварийных);

– связь с АСУ ТП блока ПГУ.

В качестве дополнительных опций предлагаются следующие мероприятия.

1. Модернизация или установка нового опорно-упорного подшипника. Устанавливаются слоеные упорные колодки, имеющие высокую несущую способность путем снижения тепловых и силовых деформаций колодок. Она обеспечивается за счет принудительного охлаждения маслом наиболее нагретой части колодок и применения стального несущего основания. Организуется тангенциальный отвод масла от вкладыша.

2. Повышение масляной плотности корпусов подшипников. Все закатные масляные кольца заменяются на фланцевые. Уплотняющий элемент (маслоуловитель) выполняется из фторопласта с наклонными уплотняющими усиками.

3. Установка плотных регулирующих диафрагм НД позволяет снизить протечки пара в выхлопные патрубки турбины при работе с полной тепловой нагрузкой до 5–7 т/ч.

4. Переход турбины на противодавление с применением ротора-проставки НД.

5. Организация дополнительного отбора пара объемом 70 т/ч давлением 1,3 МПа из перепускных труб ЦВД-ЦСД с установкой блока защитно-регулирующих клапанов.

6. Модернизация системы тепловых перемещений турбины путем установки между корпусами подшипников и фундаментными рамами поверхностей скольжения из закаленных толстых пластин. Возможна компенсация последствий осадки фундамента.

7. Установка всережимных паровых экранов непосредственно за выходными кромками рабочих лопаток последних ступеней для охлаждения их в беспаровых режимах и защиты от эрозии.

8. Частичная реконструкция тепловой схемы.

Кроме того, заводом разработаны программы модернизации турбин Т-50/60-130, ПТ-50/60-130/7, Р-38-130/32. При необходимости могут быть продолжены программы модернизации турбин ПТ-135/115-130, Т-185/210-130 и Т-250/300-240.

 

Александр ВАЛАМИН, инженер, главный конструктор,
Юрий САХНИН, инженер, начальник отдела паровых турбин,
Владимир НОВОСЕЛОВ, кандидат технических наук, начальник конструкторского отдела микропроцессорных систем управления,
Александр ИВАНОВСКИЙ, инженер, начальник бюро компьютерного проектирования (ЗАО «Уральский турбинный завод»)

 

Литература

 

1. Баринберг Г. Д., Валамин А. Е., Сахнин Ю. А. Приключенные паровые турбины ЗАО УТЗ // Теплоэнергетика. – 2008. – № 8. – С. 34–40.

2. Баринберг Г. Д., Бродов Ю. М., Гольдберг А. А. и др. Паровые турбины и турбоустановки Уральского турбинного завода / Чароид, 2007.

3. Пат. 2272153 РФ. Система защиты турбоагрегата / В. Б. Новоселов, К. В. Вдовиков. // Изобретения. – 2006. – № 8.

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком