В. Д. Гаев (д.т.н.), С. Ю. Евдокимов, А. М. Тюхтяев – АО «Силовые машины»

Турбины и Дизели. - 2023. - №6. – С.68-73

Аннотация

Представлены основные направления развития ПТУ при разработке и модернизации оборудования, изготавливаемого на Ленинградском металлическом заводе АО «Силовые машины». Отмечено, что наиболее актуальным является не только повышение эффективности и надежности паротурбинных установок, но и расширение их характеристик с учетом решения задач, связанных с изменением структуры энергопотребления регионов.

Проведение таких мероприятий является первостепенной задачей при модернизации паротурбинного оборудования в соответствии с программой перевооружения электростанций (ДПМ и ДПМ-штрих).

В статье рассмотрены некоторые из мероприятий, направленных на расширение функциональных возможностей ПТУ. Данные мероприятия внедрены ЛМЗ на действующих электростанциях и связаны с повышением эффективности и мощности установки, переводом работы конденсационных блоков в режим комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, повышением эксплуатационных качеств, продлением ресурса и др.

Это позволяет в значительной степени повысить эффективность существующих электростанций (на 3...5%) при сохранении основной действующей инфраструктуры и большей части вспомогательного оборудования.

Основным направлением развития энергетики на ближайший период не только в России, но и за рубежом является техническое перевооружение действующих электростанций с заменой (реконструкцией, замещением) оборудования, выработавшего свой ресурс.

В настоящее время техническое перевооружение тепловых электростанций является, бесспорно, одним из важнейших направлений деятельности всех турбиностроительных предприятий. Около 50% паротурбинного оборудования, изготовленного на ЛМЗ и по его проектам и эксплуатирующегося в настоящее время в энергосистемах, отработало 30 и более лет. Значительная часть этих турбин выработала свой первоначальный ресурс, но по-прежнему остается в эксплуатации.

В связи с этим одним из основных направлений деятельности в паротурбостроении является модернизация, частичная или полная реновация паротурбинных установок для технического перевооружения действующих электростанций [1]. В первую очередь, это относится к большим сериям паровых турбин ЛМЗ, таких как К-200 (более 340 шт.) и К-300 (более 120 шт.), ПТ-65, ПТ-80 и др.

Результатом такой модернизации должно стать повышение экономичности блока не менее чем на 3…6%, что позволит существенно повысить производство электроэнергии при сохранении расхода топлива. В общем виде можно сформулировать основные предпосылки для проведения модернизации действующего энергетического оборудования:

• выработка паркового и индивидуального ресурса;
• снижение надежности оборудования;
• низкий КПД цикла энергоблоков;
• высокие затраты на восстановительный ремонт оборудования;
• прекращение выпуска запасных частей на устаревшее оборудование;
• работа в условиях нового конкурентного рынка электроэнергии;
• повышение требований к надежности энергоснабжения;
• рост цен на энергоносители и др.

При этом цели, которые должны быть достигнуты при решении данной задачи, сводятся к следующему:

• повышение экономичности, надежности и маневренности оборудования;
• продление ресурса, сокращение вынужденных простоев;
• сокращение вредных выбросов в окружающую среду;
• оптимизация работы в конкурентном секторе рынка;
• сокращение затрат на ремонт и обслуживание;
• улучшение условий труда.

При создании нового и модернизации существующего оборудования важным является также решение задач, связанных с изменением структуры энергопотребления регионов, что приводит к необходимости расширения функциональных возможностей паротурбинного оборудования. Кроме того, как показывает опыт, даже однотипное оборудование на различных электростанциях находится в различном состоянии. Это требует от турбостроительных предприятий разрабатывать комплексный процесс по созданию нового и модернизации существующего оборудования, который позволит в зависимости от его состояния проводить выборочную модернизацию отдельных элементов с учетом не только их состояния, но и стоимости.

В связи с этим под расширением функциональности паротурбинного оборудования будем понимать любое изменение его свойств в сравнении с первоначально определенными техническими характеристиками:

• повышение эффективности и мощности паротурбинной установки, в том числе и за счет повышения расхода пара, многопараметрической оптимизации конструктивного профиля (геометрические характеристики проточной части, лопаточный аппарат, современные типы уплотнений и др.);
• перевод работы конденсационных блоков в режим комбинированного производства тепловой и электрической энергии;
• разработка мероприятий по привлечению теплофикационных блоков к регулированию графиков электрической нагрузки;
• повышение эксплуатационных качеств и продление ресурса;
• внедрение мероприятий по регулированию температуры пара в регулируемом производственном и теплофикационном отборах паровых турбин.

Рассмотрим некоторые мероприятия, направленные на расширение функциональных возможностей, повышение эксплуатационных качеств и продление ресурса существующего оборудования, которые внедрены ЛМЗ на действующих электростанциях.

Повышение эффективности и мощности паротурбинной установки

При разработке нового и модернизации существующего оборудования главной задачей является обеспечение его высокой конкурентоспособности. С этой целью осуществляется детальный анализ характеристик действующего оборудования и выявление скрытых резервов повышения эксплуатационных качеств, связанных с эффективностью, надежностью и сроком службы [1—3]. Для этого на ЛМЗ широко используются современные методы расчета и проектирования паротурбинного оборудования, включая 3D-проектирование, многопараметрическую оптимизацию всего оборудования, а также целый комплекс экспериментальных и натурных исследований отдельных элементов проточной части (профили сечений лопаточного аппарата, современные типы уплотнений, разработка и экспериментальная отработка рабочих лопаток последних ступеней и др.).

Перевод работы конденсационных блоков в режим комбинированного производства тепловой и электрической энергии

Для комбинированного производства энергии и снабжения потребителей теплом при заданных параметрах пара или температурах сетевой воды на современных электростанциях во всем мире используются паротурбинные установки.

Теплофикационные паровые турбины, предназначенные для работы с дополнительными отборами пара (сверх отборов на регенерацию), имеют свои особенности. Режимы, при которых эти параметры поддерживаются регуляторами, принято называть теплофикационными. При наличии конденсатора режимы работы без регулируемых отборов пара при выключенных регуляторах давления называют конденсационными [4].

Рис. 1. Продольный разрез теплофикационной турбины Т-185-12,8

Ленинградский металлический завод одним из первых начал производство мощных турбин с регулируемыми отборами пара. Для крупных теплоэлектроцентралей, как правило, поставляются чисто теплофикационные турбины (рис. 1), у которых для поддержания заданных параметров пара в отборах в качестве регулирующего органа применяется поворотная диафрагма. Такая конструкция паровых турбин позволяет осуществлять максимальные отборы пара на теплофикацию с обеспечением наиболее высоких техникоэкономических показателей. Экономичность работы таких блоков при отсутствии отборов на теплофикацию (конденсационный режим) ниже, чем экономичность чисто конденсационных блоков.

В настоящее время как в России, так и за рубежом работает большое количество конденсационных блоков мощностью 200 МВт и 300 МВт, изготовленных в разные годы ЛМЗ. В отдельных районах, где установлены эти блоки, сильно изменилась инфраструктура прилегающей местности. Появились промышленные объекты и достаточно большие жилые поселки и города — в связи с этим возникла потребность в теплофикации таких объектов.

В то же время использование для нужд теплофикации отборов пара в конденсационных турбинах с более высоким давлением, как это делают некоторые турбостроительные фирмы (до 490 кПа), требует дополнительного дросселирования отбираемого пара (до 120…250 кПа), что приводит к значительной недовыработке электрической мощности и, соответственно, к снижению экономичности.

Для сохранения высокой экономичности и надежности конденсационных паротурбинных блоков в режимах работы при достаточно больших отборах пара на нужды теплофикации в качестве регулирующих органов давления пара в отборах было предложено установить специальные клапаны на перепускных трубах между цилиндрами (рис. 2). При этом в значительной степени расширяются функциональные возможности конденсационных блоков, которые обеспечивают работу турбоустановки в режиме комбинированного производства энергии. Такой режим работы позволяет использовать турбины с отборами в покрытии переменной части графика нагрузки даже при условии временного снижения тепловой нагрузки.

Принятое конструктивное решение в полном объеме обеспечивает требования оптимального теплоснабжения. Для этого давление в отборах и расходы пара устанавливаются в соответствии с температурным графиком и условиями транспортирования теплоносителя с помощью регулирующих клапанов на перепускных трубах.

Разделительное давление между ЦСД и ЦНД турбин ЛМЗ мощностью 200 МВт и 300 МВт на номинальном конденсационном режиме соответствует оптимальной величине для осуществления температурного графика сетевой воды 120…150°С. Такой температурный график сетевой воды достаточно широко используется в современных тепловых сетях. При этом все предыдущие (предотборные) ступени турбины работают в расчетных проектных условиях, которые практически соответствуют чисто конденсационному режиму работы.

Предлагаемая модернизация турбоустановок мощностью 200 МВт и 300 МВт позволяет получить от одной турбины тепловую нагрузку до 200 Гкал/ч при температуре подогрева сетевой воды до 120°С. Максимальный расход пара на теплофикацию составляет 360 т/ч.

Наличие дополнительных органов парораспределения, рассекающих турбину на отдельные части, требует осуществления мероприятий, учитывающих возможность возникновения ситуаций при неправильных действиях персонала или нарушениях нормальной работы теплосети, приводящих к закрытию этих органов, когда оно не требуется, или, наоборот, препятствующих их закрытию, когда это необходимо.

В качестве защиты от недопустимого повышения давления пара в теплофикационном отборе на трубопроводе отбора пара устанавливаются предохранительные клапаны прямого действия.

В настоящее время ЛМЗ осуществил такую модернизацию на двух действующих блоках мощностью 300 МВт на Среднеуральской ГРЭС в России и на новом блоке 330 МВт, работающем на Минской ТЭЦ-5 в Белоруссии, а также на блоке мощностью 200 МВт Сургутской ГРЭС.

Организация регулируемого отбора пара за ЦСД по представленной выше схеме осуществляется без каких-либо изменений конструкции проточной части турбины, без снижения ее надежности и экономичности.

Суммарный экономический эффект от модернизации турбоустановки оценивается как разница между затратами на проектирование и строительство мощностей, необходимых для производства дополнительной электрической и тепловой мощности, и затратами на предлагаемую модернизацию.

Разработка мероприятий по привлечению теплофикационных блоков к регулированию графиков электрической нагрузки

В большинстве промышленно развитых стран для регулирования суточных и недельных графиков электрической нагрузки энергосистем в основном применяются конденсационные паротурбинные установки [5], поскольку атомные электростанции, имея существенно меньшую себестоимость производимой электроэнергии, эксплуатируются в основном с номинальной мощностью, а ТЭЦ работают большую часть года (в отопительный период) с базовой нагрузкой для обеспечения максимальной тепловой нагрузки и, соответственно, максимальной экономии топлива благодаря теплофикации.

Рис. 2. Продольный разрез конденсационной турбины КТ-225-12,8

Между тем регулярная эксплуатация теплоэнергетического оборудования КЭС в широком диапазоне нагрузок отрицательно влияет на его физическое состояние: сокращается срок службы, снижаются показатели надежности и тепловой экономичности. В результате возрастает себестоимость производимой электроэнергии, причем в значительной степени за счет постоянного роста расходов на ремонтно-восстановительные работы.

В связи с этим весьма важно для отечественной энергетики повсеместно ограничивать степень участия крупных конденсационных энергоблоков в регулировании графиков электрической нагрузки (прежде всего в систематических разгрузках энергосистем) наряду с обоснованием технических возможностей и целесообразности привлечения альтернативных типов электрогенерирующих источников к решению этой проблемы.

С учетом изложенного и с целью дальнейшего совершенствования теплоэнергетического оборудования ТЭЦ, в свое время были проведены [5] совместные исследования НПО ЦКТИ, Подольского машиностроительного завода, Уральского турбинного завода и АО «Силовые машины» (ЛМЗ) по выбору более эффективного типа электрогенерирующего источника для регулирования графиков нагрузки в сравнении с принятым в настоящее время во многих странах, включая Россию.

В качестве одного из перспективных источников для регулирования суточных и недельных графиков нагрузки были рассмотрены серийные теплофикационные энергоустановки мощностью по 110…250 МВт на природном газе с турбинами типа Т-110/120-130 (УТЗ), Т-185/220-130 (ЛМЗ) и Т-250/З00-240 (УТЗ) [5]. Доля энергоустановок такого типа в структуре суммарной электрической мощности отечественных ТЭЦ составляет более 65%, в том числе в европейской части страны, где особенно актуальна проблема регулирования суточных и недельных графиков нагрузки — более 70%.

В основу такого выбора были положены следующие исходные предпосылки: обоснованная (на основе анализа результатов расчета и опыта эксплуатации) техническая возможность, энергетическая и экономическая целесообразность повышения располагаемой электрической мощности рассматриваемых типов энергоустановок в отопительный период на 3…6% и тепловой нагрузки на 6…16% относительно соответствующих номинальных значений. Это возможно за счет частичного или 100%-го байпасирования группы ПВД питательной водой при максимальных расходах свежего пара и обоснованная, реализованная на ряде энергоустановок техническая возможность отборов низкопотенциальной теплоты до 30…100 Гкал/ч от газовых котлов паропроизводительностью 420…1000 т/ч. Для утилизации данного тепла требуется установить дополнительный подогреватель сетевой воды в тракте котла до воздухоподогревателя по ходу газов.

Благодаря такому техническому решению, проверенному в эксплуатации, представляется принципиально возможным уменьшить электрическую нагрузку теплофикационных блоков мощностью 110…250 МВт по меньшей мере на 18…20%, по сравнению с соответствующими значениями номинальной мощности, без уменьшения отпуска тепловой энергии потребителям. Появившаяся возможность в изменении электрической мощности блока без снижения теплофикационных нагрузок может использоваться для регулирования графиков электрической нагрузки энергосистем.

Допустимо снижение электрической нагрузки энергоустановок в ночные часы и в нерабочие дни на 18…22% относительно соответствующих номинальных значений, без уменьшения тепловой нагрузки относительно проектного уровня и без уменьшения отпуска тепловой энергии потребителям. При этом достигается экономия до 7…12 тыс. т у.т./год (при традиционном регулировании графиков нагрузки энергосистем за счет КЭС наблюдается перерасход топлива) на теплофикационных блоках 110…250 МВт.

Повышение эксплуатационных качеств и продление ресурса

Применение новых конструктивных решений (лопаточный аппарат, новый тип осевых и радиальных уплотнений и др.) способствуют улучшению (помимо экономичности) и эксплуатационных характеристик турбоустаноок.

Экспериментальные исследования по изменению КПД ЦВД турбины К-315-240-6МР (маркировка турбины после модернизации) Лукомльской ГРЭС в межремонтный период [1] свидетельствуют о том, что темп износа (дегродация) проточной части турбины в целом значительно ниже (в ~3 раза), чем у немодернизированных аналогов, и даже несколько ниже расчетного, заложенного в энергетическую характеристику.

Это, прежде всего, исключает дополнительные потери при производстве электроэнергии в период между капитальными ремонтами, что еще раз подтверждает высокую эффективность самой разработки.

Мероприятия по регулированию температуры пара в регулируемом производственном и теплофикационном отборах паровых турбин

Паровые турбины для комбинированного производства энергии получили распространение как у нас в стране, так и за рубежом. Эксплуатация таких турбин имеет свои особенности, на которые часто не обращают необходимого внимания, что приводит к нарушению в работе и основного, и вспомогательного оборудования. Для таких турбин параметры пара в отборах должны обеспечиваться в соответствии с требованиями потребителя пара, т.е. находиться в заданном диапазоне не только давлений, но и температур.

Многообразие возможных режимов работы турбин с отбором пара определяет изменение в широком диапазоне не только расхода пара на входе в турбину, но и в регулируемый отбор. Изменение режимов работы приводит к одновременному изменению и параметров пара в отборе. В связи с этим для согласования режимов комбинированного производства тепловой и электрической энергии на ЛМЗ разработан и используется целый ряд конструктивных решений для обеспечения высокой эффективности как непосредственно турбины, так и турбоустановки в целом.

Обеспечение необходимого теплофикационного графика работы с заданной температурой сетевой воды, отпускаемой тепловому потребителю, зависит только от давления греющего пара в отборе и определятся температурой насыщения при давлении в отборе с учетом недогрева в бойлере. В связи с этим в теплофикационном отборе регулируется только давление пара (с помощью регулирующей диафрагмы).

Совершенно другая ситуация складывается с регулируемым отбором пара на промышленные нужды. Как правило, заказчик требует обеспечения не только определенного давления пара, но и соответствующей температуры. Причем данные параметры должны обеспечиваться во всем диапазоне возможных режимов работы. Однако, как было отмечено ранее, при переменных режимах работы турбины будет меняться и температура пара в отборе — в связи с этим необходимо регулировать не только давление пара в производственном отборе, но и его температуру.

Возможны различные варианты регулирования температуры пара в отборе. В работе [6] представлены некоторые из разработанных на ЛМЗ вариантов регулирования температуры пара в регулируемом отборе. Так, повысить температуру отпускаемого из турбины пара можно либо за счет поддержания более высокого давлении в отборе с последующим дросселированием до требуемого для потребителя давления, либо подмешиванием свежего пара из котла (до стопорного клапана ЦВД) или из вышестоящего отбора к пару производственного отбора.

При высокой температуре пара в отборе можно осуществлять впрыск необходимого количества более холодной питательной воды в линию отбора. Также можно установить дополнительный теплообменник на линии отбора для подогрева основного конденсата и снижения температуры отбираемого пара до требуемого значения. Выбор того или иного способа регулирования температуры пара в производственном отборе должен определяться технико-экономическими показателями турбоустановки в целом и будет во многом связан с конкретным конструктивным исполнением паровой турбины, начальными параметрами пара на входе в турбину и параметрами регулируемых отборов.

Вывод

Рассмотренные в статье мероприятия по модернизации паровых турбин позволяют в значительной степени повысить эффективность и надежность, одновременно увеличивают срок службы действующего оборудования и широко внедряются на электростанциях как у нас в стране, так и за рубежом.

Список литературы

1. Петреня Ю.К. Модернизация паровых турбин при техническом перевооружении электростанций / Ю.К. Петреня, В.Д. Гаев //Электрические станции. — 2020. — №12. — С. 38-44.

2. Петреня Ю.К. Современные методы создания и модернизации проточных частей паровых турбин / В.Д. Гаев, Ю.К. Петреня. // Электрические станции. — 2016. — №9. — С. 18-22.

3. Лазарев М.В. Изменение экономичности проточной части модернизированных и немодернизированных турбин мощностью 300 МВт в процессе эксплуатации / М.В. Лазарев, А.Е Захаров, К. В. Филатов [и др.] // Электрические станции. — 2022. — №2. — С. 2-6.

4. Костюк Г.А. Паровые и газовые турбины для электростанций /А. Г. Костюк, В.В. Фролов, А. Е. Булкин, А.Д. Трухний; под ред. А. Г. Костюка // М.: Издательский дом МЭИ. — 2016. — С. 357.

5. Липец А. У. Разработка технических решений по привлечению теплофикационных энергоблоков мощностью 110-250 МВт к регулированию графиков электрической нагрузки / А.У. Липец, В.В. Щелоков, Г.Д. Баринберг [и др.] // Труды ЦКТИ. — 2002. — вып. 285. — С. 125-132.

6. Гаев В.Д. Исследование мероприятий по регулированию температуры пара в производственном отборе паровой турбины / В.Д. Гаев, С.Ю. Евдокимов, К.А. Струнина // Электрические станции. — 2022. — №1. — С. 7-12.