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

Вид материала

Доклад

Содержание Доклад«Модернизация проточной части паровой турбины К-300-240-1» 2. Турбина К-300-240-1М Таблица 1 Прирост внутренней мощности и 3. Турбина К-300-240-6МР Таблица 2 Весовые характеристики роторов турбин К-300-240 Таблица 3 Сводная таблица оценки эффективности модернизации паровых турбин К-300-240 энергоблоков ЛГРЭС Таблица 4 Диаграммные КПД цилиндров турбин К-300-240 при номинальном расходе свежего пара 937,3 т/ч Таблица 5 Основные параметры упорного подшипника турбины К-300-240-6МР ст. № 1 ЛГРЭС Таблица 7 Удельный расход теплоты брутто и КПД ЦВД турбин К-300-240-6МР ЛГРЭС 2. Турбина К-300-240-1М Таблица 1 Прирост внутренней мощности и 3. Турбина К-300-240-6МР Таблица 2 Весовые характеристики роторов турбин К-300-240 Таблица 3 Сводная таблица оценки эффективности модернизации паровых турбин К-300-240 энергоблоков ЛГРЭС

Подобный материал:

• Карта заказа. Система измерений параметров системы регулирования и защиты паровой турбины, 245.56kb.
• Эволюция, прогресс … истоки, 220.41kb.
• Краткое описание курса, 124.75kb.
• Устройство картриджа лазерного принтера и принцип печати, 2185.85kb.
• №1 запасные части турбины, 817.63kb.
• Требования к литературе, 104.89kb.
• Конкурс сочинений к 300-летию М. В. Ломоносова. Школьникам и студентам на сайте "Lomonosov300", 105.09kb.
• Литература 11 кл. /16 «утверждаю», 215.18kb.
• Литература 11 кл. /16 «утверждаю», 218.43kb.
• Инструкция по выполнению работы, 215.52kb.

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 (р_к) 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 180^о 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 м^2.. Последняя ступень [39] обеспечила сооружение турбины для р_к » 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 р_к = 3,5 кПа – 25 т/(м²×ч). Такая же ступень турбин К-800-240-3 р_к = 3,5 кПа эксплуатируется с удельной паровой нагрузкой примерно 31,5 т/(м²×ч). Выходная кинетическая энергия h_с » 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 (q_т) - 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 q_т 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 (η_0i) 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 η_0i ЦНД плавно снижается. При объемном расходе 0,5 номинального η_оi 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 , q_т 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 q_т 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 q_т 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 q_т на 309,8 кДж/(кВт•ч) [q_т после модернизации 7553 кДж/(кВт•ч)], повышение мощности турбины на 15,8 МВт; «АР» - q_т после модернизации 7576 кДж/(кВт•ч) [снижение q_т 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 q_т 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 η_0i 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) q_т = 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: q_т = 7645,8 кДж/(кВт•ч); Р = 317,46 МВт. По сравнению с типовой энергетической характеристикой турбоагрегата К-300-240 ЛМЗ [13] q_т 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 (t_п.в) и энтальпии питательной воды за ПВД-8 (h_п.в). Согласно расчётно-справочным данным 9250003 РР 0201 турбины К-300-240-1М при G₀ = 937,3 т/ч t_п.в = 263,5^оС и h_п.в = 1151 кДж/кг. По расчётно-справочным данным 9250001 РР 201 турбины К-300-240-6МР при G₀ = 937,3 т/ч, t_п.в = 272,4^оС и h_п.в = 1193 кДж/кг. Снижение t_п.в и h_п.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 t_п.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 90^оС 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 95^оС.

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 81^оС и максимальной температуре 91,5^оС. Такое же нарушение было отмечено также 07.03.2007 года при средней температуре колодок 85^оС и максимальной температуре 92^оС, что ниже уставки предупредительной сигнализации 95^оС.

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