Огурцов А.П. Паровые турбины ЛМЗ сверхкритических параметров

Подождите немного. Документ загружается.

Эффективность ступенчатой конденсации показана на рис.2.2.

При низких температурах охлаждающей воды одноступенчатая и мно-

гоступенчатая схемы равноэкономичны, но при повышенных и высо-

ких температурах, а также при уменьшении ее расхода выигрыш в эко-

номичности турбоустановки достигает 0,5%. Общий вывод из этих ре-

зультатов: ступенчатая конденсация в турбоустановках СКД обеспечи-

вает повышение экономичности, причем выигрыш возрастает с ухуд-

шением условий охлаждения. Для современных и тем более перспек-

тивных энергоблоков характерно оборотное водоснабжение, и в том

числе наиболее дорогостоящее, с помощью градирен. В настоящее

время, несмотря на прогнозы, ограничения по расходу охлаждающей

воды для электростанций пока еще крайне редки, во всяком случае, на

стадии проектирования. Тем не менее, такой период раньше или позже

наступит, и то, что эффект ступенчатой конденсации возрастает с

ухудшением условий охлаждения, сделает обязательным ее примене-

ние.

Объединение и сейчас применяет двухступенчатую конденса-

цию во всех новых турбоустановках. Незначительность затрат и не-

большое увеличение расхода металла делают ступенчатую конденса-

цию рациональной при всех условиях с учетом сезонного графика тем-

ператур охлаждающей воды. С уменьшением нагрузки турбины пре-

имущество ступенчатой конденсации проявляется при более низких

температурах.

Секционирование конденсаторов представляет возможности для

конструктивного совершенствования оборудования турбинной уста-

новки.

Во-первых, возможно усовершенствование самого конденсаци-

онного устройства. Стоимость водоснабжения постоянно увеличивает-

ся, и, главное, ограничения по природным условиям могут привести к

тому, что обычная для прошлых лет и в настоящее время кратность

охлаждения m=50—40 уменьшится в 2 раза. Для обеспечения опти-

мальной скорости охлаждающей воды в трубках конденсатора должна

будет также почти вдвое уменьшена поверхность теплообмена. Соот-

ветственно ухудшился бы и вакуум. Последовательный пропуск воды

через корпуса конденсационного устройства, по сравнению с парал-

лельным, позволит сохранить или увеличить поверхность конденсатора

при значительном (в несколько процентов) выигрыше в экономично-

сти.

Во-вторых, и такие проекты турбоагрегатов уже выполнены в

объединении, секционирование конденсатора позволяет применить в

турбине различные размеры выхлопов: в секции с пониженным давле-

нием использовать рабочую лопатку последней ступени длиной 960

мм, а в потоках ЦНД с выходом пара в секции с повышенным давлени-

ем —лопатку длиной 755 мм. Уменьшение площади выхода пара во

вторую секцию соответствует уменьшению объемного расхода пара.

2. 5. УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РЕЖИМОВ

РАБОТЫ ТУРБОУСТАНОВОК.

Турбины серии СКД предполагались и проектировались как аг-

регаты для базовых нагрузок. Структура генерирующих мощностей

энергосистем 60-х-годов позволяла рассчитывать на то, что наиболее

мощные и экономичные энергоблоки СКД не будут привлекаться к ре-

гулированию электрических нагрузок. К настоящему времени пробле-

мы, связанные с покрытием резкопеременного графика нагрузки энер-

госистем, стали наиболее важными и сложными в теплоэнергетике.

Увеличение доли мощности АЭС и ТЭЦ, режимы гидростанций сдела-

ли необходимым использование мощных конденсационных блоков, в

том числе СКД, в качестве маневренного оборудования. Разного типа

специальные пиковые установки не имеют и, по-видимому, не будут

иметь большого значения в решении этой проблемы.

Любая новейшая и наиболее экономичная турбина, во всяком

случае, в блоке на органическом топливе, будет со временем терять

свое значение базовой по сравнению с более новой и совершенной и

должна будет участвовать в регулировании нагрузок системы.

Кроме того, конструктивные решения, используемые в целях по-

вышения маневренности, в большинстве случаев могут найти примене-

ние как в конструкции маневренной, так и «базовой» турбины.

Но основное решение проблемы маневренности объединение

видит не только в использовании специальных конструктивных меро-

приятии, но и в обеспечении режимов, расширяющих регулировочный

диапазон энергоблоков с сохранением достаточно высокого уровня

экономичности. Электростанциям предложены следующие режимы:

увеличения максимальной мощности при номинальной тепловой

схеме установки;

скользящего начального давления при сниженных нагрузках;

перегрузки за счет отключения ПВД.

Из указанных режимов используются только режимы скользя-

щего начального давления, которые уже более 10 лет стали штатными

на электростанциях с энергоблоками 300 МВт с газомазутными котла-

ми.

На блоках 800 МВт выполнен ряд работ по внедрению этих ре-

жимов. В 1973г. ПО ЛМЗ выпущены рекомендации и инструкция по

переводу турбин К-300-240 на режим работы со скользящим началь-

ным давлением. В режимы работы внесено существенное усовершенст-

вование, предусматривающее вместо традиционного «скольжения» при

полном открытии всех регулирующих клапанов, снижение давления в

зависимости от нагрузки при части полностью открытых клапанов. В

более общем виде, для каждого режима определяются оптимальное

число и степень открытия регулирующих клапанов, а также давление

пара перед турбиной.

Модификация режимов при скользящем начальном давлении,

получившая название «комбинированного» регулирования, может быть

определена точнее как оптимизированное регулирование. Оптимизация

выполняется по результатам расчетов регулирующей ступени и тепло-

вой схемы. Достоверность результатов обоснована тем, что расчет ба-

ланса схемы учитывает все взаимосвязанные изменения в сравнении

режимов скользящего, или, точнее, переменного начального давления

= var с постоянным р

=const, а изменения КПД регулирующей сту-

пени были исследованы при испытаниях турбин на электростанции.

Эксплуатация энергоблоков в режимах р

=var показала, что

строгое выполнение рекомендованной оптимальной программы регу-

лирования не может быть осуществлено из-за ряда ограничений по ре-

жимам работы котла и вспомогательного оборудования. Достаточно

общими для всех блоков 300 МВт явились: снижение надежности гид-

родинамики котла, ограничения по нижнему пределу частоты враще-

ния турбопривода питательного насоса, ограничения по перепаду дав-

лений на регулятор питания котла.

Из-за указанных ограничений вынужденно повышались давле-

ние нагнетания турбонасосного агрегата, давление в котле и соответст-

венно давление пара перед турбиной. Это приводило к дополнительно-

му дросселированию в регулирующих клапанах, для устранения кото-

рого была выполнена реконструкция системы парораспределения.

Чтобы при повышении давления свежего пара исключить или

уменьшить потери от неполного открытия регулирующих клапанов,

была уменьшена площадь паровпуска—минимальная степень парци-

альности е

мин

, которая выбирается по условиям надежности рабочих

лопаток регулирующей ступени, и при проектировании турбины К-300-

240 была выбрана соответствующей впуску пара через две сопловые

коробки с числом сопл по 16 в каждой. Напряжения, в лопатках дости-

гают максимальных значений при е

мин

и полностью открытых соответ-

ствующих регулирующих клапанах. Многолетний опыт эксплуатации

турбин свидетельствует о высокой надежности облопачивания регули-

рующей ступени и дал возможность повысить уровень напряжений в

лопатках регулирующей ступени. Вместо минимальной парциально-

сти, соответствующей z = 32, был проработан и испытан вариант паро-

распределения с открытием первыми двух клапанов при числе сопл в

сегментах z = 16+8, при котором максимальные напряжения в лопатках

возросли более чем в 1,5 раза. При этом существенно (на 10%) возрос

КПД регулирующей ступени при нагрузках ниже 50%, наиболее харак-

терных для режимов ночных провалов потребления электроэнергии.

Расчеты были выполнены с использованием результатов исследований

модели регулирующей ступени. Непосредственные измерения КПД

ступени на электростанции недостоверны, если вообще возможны. Но

изменение КПД ступени при переходе от режима работы при z=32 к

z=24 можно определить в «парных» опытах по изменению температуры

пара за ЦВД; увеличение КПД ЦВД составило 3%. Были учтены изме-

нения протечек через штоки клапанов и сопоставлены режимы работы

турбоустановки с парораспределением до и после реконструкции с ис-

пользованием данных стендовых испытаний турбопитательного насоса.

Режимные карты эксплуатации были составлены для ус-

ловия р

0мин

=16 МПа. В действительности давление пара перед стопор-

ными клапанами поддерживалось равным р

0мин

=19 МПа, для чего и

реконструирована система парораспределения. Сравнение экономично-

сти конструкций парораспределения при р

0мин

=19 МПа дано на

рис.2.3.

Рис. 2.3. Зависимость удельного расхода теплоты от расхода пара

для различных программ регулирования и конструктивного выполнения

соплового аппарата регулирующей ступени.

1 – Р

=23,5 МПа=const, до реконструкции; 2 – Р

=23,5 МПа, после реконструкции;

3 – Р

0мин

=18,6 МПа, после реконструкции; 4 - Р

0мин

=18,6 до реконструкции;

5 - Р

0мин

=11,8 МПа, после реконструкции.

После реконструкции два сегмента с числом сопл 16 и 8, клапа-

ны которых открываются первыми, обеспечивают режимы с расходами

пара до 520 т/ч (нагрузка менее 180 МВт без дополнительных отборов

пара). В этом диапазоне нагрузок снижение удельного расхода теплоты

составляет 0,25— 1,65%.

Если на электростанции удастся реализовать режимы при

0мин

=12 МПа, то возможно получить выигрыш в экономичности до

2,5% при нагрузках менее 100 МВт.

До реконструкции парораспределения выигрыш от применения

переменного начального давления по сравнению с режимами при

=const составлял 2 - 2,2%. После реконструкции экономичность ре-

жимов глубоких разгрузок в периоды ночных провалов нагрузок по-

вышена на 4,5%.

Этот сам по себе значительный результат имеет и другое толко-

вание: с понижением нагрузки до эксплуатационного минимума

(вплоть до 30%) экономичность уменьшается на менее чем 3% (вместо

7,5% при постоянном давлении свежего пара), при разгружении до

40%—около 1%. Таким образом, разгрузка энергоблока не приводит к

значительным пережогам топлива, не снижаются надежность и манев-

ренность турбины, так как температурный режим зоны паровпуска из-

меняется незначительно.

Аналогичные результаты достигнуты в турбине типа К-800-240.

Турбина относится к классу, для которого по условиям надежности

считалось возможным использование только дроссельного парораспре-

деления. Ко времени создания турбины К-800-240-1 зарубежных тур-

бин такой мощности с сопловым парораспределением не было. Тем не

менее, в предвидении эксплуатации блока в переменных режимах объ-

единением была разработана усиленная конструкция регулирующей

ступени и допускалась работа при трех из четырех полностью откры-

тых регулирующих клапанов. Хотя и относительно высокая, мини-

мальная степень парциальности е

мин

=0,67 существенно улучшала экс-

плуатационные характеристики при частичных режимах. В турбине

любой мощности чрезвычайно желательно иметь регулирующий кла-

пан, пусть даже относительно небольшой пропускной способности, для

улучшения приемистости (подхвата мощности), особенно в режимах

работы при скользящем начальном давлении.

Опыт эксплуатации и дополнительные конструктивные усовер-

шенствования рабочих лопаток регулирующей ступени позволили

уменьшить е

мин

до значения, соответствующего открытию двух клапа-

нов.

На рис.2.4. представлена оптимальная программа работы паро-

распределения турбины К-800-240, а эффективность режимов сопос-

тавлена на рис.2.5. Повышение экономичности достигает 5% по срав-

нению с первоначальным вариантом парораспределения при р

=const, и

экономичность режимов глубоких разгрузок достигает экономичности

номинального режима.

Рис. 2.4. Оптимальная программа работы парораспределения

турбины К-800-240.

1-2 – Р

=11,8 МПа, частично открыты два клапана;

2-3 – Р

= var, полностью открыты два клапана;

4-5 – Р

=var, полностью открыты три клапана;

5-6 – Р

=23,5 МПа = const.

Рис. 2.5. Сравнение экономичности программ регулирования

мощности турбины К-800-240.

1 - Р

=const, одновременно открывается не меньше трех клапанов

2 - Р

=const, одновременно открывается не меньше двух клапанов

3 - Р

= var, при трех полностью открытых клапанах

4 - Р

= var, при двух полностью открытых клапанах

Объединение продолжает работы по совершенствованию систем

парораспределения турбин, в том числе для энергоблоков, работающих

на низкосортном топливе. Пока для таких блоков не освоены режимы

переменного начального давления. Но и для режимов с постоянным

давлением свежего пара возможно повышение экономичности за счет

ввода в систему парораспределения регулирующего клапана много-

кратного действия, через который подается пар в сегмент с уменьшен-

ным числом сопл. Разработано устройство, позволяющее периодически

открывать и закрывать этот клапан и увеличить число комбинаций,

соответствующих полному открытию клапанов, с трех до пяти; это де-

лает пологой зависимость кпд=f(G), повышает экономичность в диапа-

зоне нагрузок от 100% до соответствующей е

мин

=50-60 %. Ниже этой

нагрузки остаются неизбежными режимы при р

=var, в настоящее вре-

мя освоенные только на энергоблоках с газомазутными котлами.

Для многих современных ТЭС характерными являются режимы

максимальной нагрузки в дневное и вечернее время и глубоких разгру-

зок в ночное при непродолжительных переходных режимах. Повыше-

ние экономичности режимов низких нагрузок делает их технически и

экономически приемлемыми.

Электростанция в зависимости от типового для нее графика на-

грузок и возможностей оборудования может выбрать оптимальную

программу регулирования и вариант парораспределения с открытием

первыми двух клапанов с числом сопл в сегментах сопловых коробок,

например в турбине К-300-240 z=16+ 8 или z= 16+ 16.

Расширение верхней границы диапазона нагрузок в первую оче-

редь возможно за счет повышения максимальной мощности турбоагре-

гата. На Лукомльской ГРЭС, чрезвычайно активно и инициативно ра-

ботающей над совершенствованием показателей оборудования, вне-

дрен комплекс мероприятий, совместно с объединением ЛМЗ, ЛПЭО

«Электросила», ПО ТКЗ и Южтехэнерго, позволивших повысить номи-

нальную электрическую нагрузку на 8—10%.

Для этого была повышена пропускная способность сегментов

сопл увеличением числа каналов группы ступеней ЦВД и первой сту-

пени ЦСД, допустимым разворотом выходных кромок сопловых лопа-

ток диафрагм. Этот результат может быть распространен на другие

блоки 300 МВт с турбинами ЛМЗ, но важно помнить, что экономич-

ность режимов при низких нагрузках снижается, и электростанция

должна определить оптимум с учетом фактического графика нагрузок.

Радикальным средством получения пиковой мощности и расши-

рения регулировочного диапазона является, по нашему мнению, от-

ключение ПВД. Объединение всегда предусматривает в конструкциях

турбин возможность их перегрузки. При проектировании ЦНД турбин

300, 1200 и 1000 МВт (для АЭС) учтены требования их последующей

перегрузки примерно в 1,5 раза для создания серии турбин на базе

унифицированного ЦНД или перегрузки различными способами.

Среди энергоблоков наиболее подготовлены для перегрузки от-

ключением ПВД блоки 300 МВт. Возможности увеличения максималь-

ной мощности до 360 МВт были определены и проверены эксперимен-

тально. Только недостаточная мощность тягодутьевых машин котла не

позволила получить возможную перегрузку. Примечательно, что зна-

чительно более сложные для разработки и осуществления методы пере-

грузки продолжают прорабатываться научными организациями, неко-

торые из них доведены до стадий технических и даже рабочих проек-

тов. Для осуществления отключения ПВД проработаны практически

все компоненты, доработка по отдельным узлам энергоблока не потре-

бовала бы значительных затрат и сроков; отсутствуют доводы против

применения этого способа, который тем не менее до настоящего вре-

мени не реализован ни одной электростанцией.

Рис. 2.6. Изменение

экономичности тур-

бины К-300-240 в

регулировочном

диапазоне.

В масштабах значительной суммарной установленной мощности

блоков 300 МВт с турбинами ЛМЗ отключение ПВД позволит получить

несколько миллионов киловатт пиковой мощности.

Отключение ПВД в сочетании с оптимизированными програм-

мами регулирования придаст блокам СКД качества высокоманевренно-

го экономичного блока (рис 2.6.). Отношение Nмин/Nмакс=0,3 для

блоков 300 МВт, около 0,4 для блоков 800 МВт. При характерной для

большинства энергосистем степени неравномерности 0,6 в системах с

суммарной мощностью блоков СКД, достигающей 50% мощности сис-

темы, проблемы переменных нагрузок решались бы без привлечения

специального энергооборудования для пиковых нагрузок.

3. ОБОРУДОВАНИЕ И КОМПОНОВКА

ТУРБОУСТАНОВОК.

3.1. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

ТУРБОУСТАНОВОК

Основой любой турбоустановки являются паровая турбина

(в комплекте с оборудованием систем автоматического регулирования,

управления и защиты, а в последнее время и диагностики, систем смаз-

ки, уплотнений, парораспределения, гидроподъема роторов, фунда-

ментными рамами), электрический генератор с возбудителем и систе-

мами газоохлаждения и уплотнения ротора маслом.

В состав турбоустановки помимо турбины и генератора входят:

конденсаторная группа с системами воздухоудаления из конденсато-

ров, шариковой очистки трубок и циркуляционной (охлаждающей) во-

ды; система регенеративного подогрева питательной воды, включаю-

щая подогреватели низкого и высокого давления, деаэраторную уста-

новку, конденсатные и перекачивающие насосы, охладители пара и

дренажа, сливные баки; питательные насосы с турбинным или электри-

ческим приводом; система сброса пара в конденсатор из котла и трубо-

проводов; трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой, система

дренажей; площадки обслуживания.

В табл. 3.1. приведены основные характеристики турбоустановок

СКД ЛМЗ мощностью 300, 500, 800 МВт последних модификаций, а в

таблицах 3.2. и 3.3.—состав и некоторые технические характеристики

оборудования этих турбоустановок.

Турбоустановки СКД ЛМЗ мощностью 300, 500 и 800 МВт более

ранних выпусков имеют ряд отличий от приведенных здесь как по теп-

ловой схеме, так и по составу оборудования. В частности, например, в

турбоустановках, выпускавшихся до начала 80-х годов, все ПНД были

поверхностного типа, тогда как в последних модификациях турбоуста-

новок в качестве ПНД-2 и (или) ПНД-1 используются подогреватели

смешивающею типа, что позволило примерно на 0,5% поднять эконо-

мичность турбоустановок. В последние годы начали применяться тру-

бопроводы, рассчитанные на срок службы до 200 тыс. ч., тогда как до

этого все трубопроводы были рассчитаны на 100 тыс. ч. эксплуатации.

В связи с этим изменился сортамент применяемых труб и других кон-

структивных элементов трубопроводов.

Так как изменения подобного рода производились и производят-

ся систематически, постоянно, то в этой книге они не рассматриваются.

Таблица 3.1. Технические характеристики

турбоустановок СКД ЛМЗ.

Параметр

К-300-240-

К-500-240-

К-800-240-

Тип турбины

Одновальная, конденсационная, с

однократным промежуточным

перегревом пара и нерегулиру-

емыми отборами пара

Мощность генератора, МВт:

Максимальная

номинальная

314

300

535

525

850

800

Параметры свежего пара перед ЦВД:

давление, Мпа

температура, С

Параметры вторично перегретого

пара перед ЦСД:

Давление, Мпа

температура, С

23,5

540

3,66

540

23,5

540

3,48

540

23,5

540

3,43

540

Давление в конденсаторах, кПа

Расчетная температура охлаждающей воды, °С

Максимальная пропускная способность про-

точной части ЦВД, т/ч

Номинальный расход пара, т/ч

Количество отборов пара

Температура питательной воды,

Расчетный удельный расход теплоты (брутто)

на выработку электроэнергии при номинальных

расходе пара через ЦВД и параметрах свежего

пара, без дополнительных отборов пара сверх

регенерации, кДж/(кВт-ч) (ккал/(кВт-ч))

Высота отметки обслуживания, м

Высота подкрановых путей, м

3,43

975

930

278

7710 (1840)

19,1

3,48

1650

276

7626 (1820)

10,2

21,1

3,43

2650

2450

274

7647 (1825)

11,4

21,3

Таблица 3.2. Перечень основного комплектующего оборудования

турбоустановок СКД ЛМЗ.

Оборудование К-300-240-3 К-500-240-4 К-800-240-5

Турбина паровая

Конденсатор

Генератор

Питательный насос

Бустерный насос

Питательный элек-

тронасос

Приводная турбина

питательного насоса

К-300-240-3

З00КЦС-3(4)

ТВВ-320-2

ПН-1135-340

ПД-650-160

ПЭ-600-300-2

К-11-15/3П

(ОР-12ПМ)

К-500-240-4

500КЦС-4

ТВВ-500-2ЕУ3

ПТНА-950-340-11

ПД-1600-180-2а

К-11-10П

(ОК-18ПУ-500)

К-800-240-5

800КЦС-5

ТВВ-800-2ЕУ3

ПН-1500-350

ПД-1600-180М

К-17-15П

(ОК-18ПУ-800)