Оценка возможностей длительной эксплуатации ТУ ПТ-80/100-130/13 Амурской ТЭЦ в составе энергоблока

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Состояние паротурбинной установки и первые результаты работы турбины ПТ 80/100-130/13 в составе энергоблока

Амурская ТЭЦ-1 спроектирована как электростанция с поперечными связями. Основным потребителем был Амурский ЦКК, являющимся в то время градообразующим предприятием.

Первой из установленных паровых турбин на АТЭЦ-1 была турбоустановка типа ПТ 25-90/10 (впоследствии модернизирована в ПР 25-90/10М), которая работала на параметрах котлоагрегата БКЗ-220-100.

Таблица 1.1 - Основные характеристики ПР 25-90/10М

паротурбинный энергоблок установка

Таблица 1.2 - Основные характеристики БКЗ-220-100

С ростом экономики и строительством крупных оборонных предприятий и возрастающим потреблением электрических и тепловых нагрузок городу стали необходимы новые мощности. В связи с этим, были смонтированы и введены в эксплуатацию три паровые турбины типа ПТ 60-90/13 и шесть котлоагрегатов типа БКЗ-220-100.

Таблица 1.3 - Основные характеристики ПТ 60-90/13

Четыре паровых турбины и семь котлоагрегатов явились основой Амурской теплоэлектроцентрали с поперечными связями и обозначены на станции как основное оборудование I-III очередей.

С ростом населения города и увеличением жилмассива была спроектирована установка на АТЭЦ-1 двух турбоагрегатов типа ПТ 80-130/13 и пяти котлов типа БКЗ-210-140, которые являлись бы IV очередью электростанции, но работали на повышенных параметрах

Таблица 1.4 - Основные характеристики ПТ 80-130/13

Таблица 1.5 - Основные характеристики БКЗ-210-140

Первым этапом был монтаж и ввод в эксплуатацию одной паровой турбины ПТ 80-130/13 (ТА ст.№ 5) и двух котлоагрегатов БКЗ-210-140 (КА ст.№ 9,10).

Пуск первого турбоагрегата был намечен в декабре 1987 года. Но так как пусковой комплекс IV очереди отставал от планов (задержка готовности котлов), было решено ввести в работу только паротурбинную установку, но не на проектных параметрах, а на параметрах турбин типа ПТ60-90/13.

Для этого сделали запрос на ЛМЗ на разрешение работы турбины на сниженных параметрах. Ответ пришел положительный. Для этого трубопроводы по «острому» пару и питательной воде высокого давления соединились с I-III очередью. Схема регенерации высокого давления не была задействована в тепловой схеме за отсутствием «обвязки» по питательной воде высокого давления с I-III очередью, которая не предусматривалась проектом.

В январе 1988 года был пущен в эксплуатацию котлоагрегат № 9 (БКЗ-210-140), который тоже был соединен по паропроводу «острого» пара и трубопроводу питательной воды с I-III очередью.

В декабре 1991 года также был пущен котлоагрегат № 10 на тех же параметрах, что и котлоагрегат № 9.

Почти в то же время были закончены все работы по монтажу питательных насосов ПЭН-9, 10, заканчивались работы по «обвязке» ПВД ТА ст. № 5 и КА ст. № 9, 10 по питательной воде, предусмотренной проектом.

В декабре 1992 года был совершен пробный пуск ПТ-80-130/13 совместно с двумя котлами БКЗ-210-140 № 9, 10 на проектных параметрах.

Блок проработал на номинальных параметрах примерно один месяц. За время работы несколько раз (данные по количеству не сохранились) блок отключался в связи с упуском воды из барабанов котлов, потому что регуляторы уровня в их барабанах не подходили для работы с ПЭН-9, 10 на данном режиме. Питательные насосы были спроектированы для работы по схеме один ПЭН на три паровых котла.

С ужесточением тарифной политики, развалом экономики, остановом промышленных предприятий, и как следствие, недостатком финансирования для ввода нового оборудования внедрение проекта IV очереди было приостановлено. То есть ввод в эксплуатацию котлоагрегатов № 8, 11, 12 типа БКЗ-210-140 и паровой турбины № 6 ПТ80-130/13 был заморожен.

Работа теплофикационной установки ПТ80-130/13 оставалась на параметрах Р = 90 ата Т = 535єС. Но в связи с неэкономичностью работы на сниженных параметрах и наличии теплофикационных установок I-III очереди, работа которых была отлажена, пуск и работа ПТ80-130/13 производилась только в зимний - отопительный период без включения регенерации высокого давления и второго теплофикационного отбора.

В настоящее время после проведения реформ РАО ЕЭС России, со стабилизацией электрических и тепловых нагрузок, старением оборудования I-III очередей АТЭЦ-1 выход турбоагрегата ст. № 5 и котлоагрегатов № 9, 10 на проектные параметры с полностью включенной регенерацией и двумя отопительными отборами стал экономически выгодным.

Парковый ресурс паровых турбин ПО ЛМЗ работающих на параметрах

Р=9МПа и менее составляет 270 тыс.часов, а для турбин с Р=13-24МПа составляет 220 тыс.часов.

Турбоагрегат ст.№ 5 АТЭЦ-1 типа ПТ80-130/13 отработал на сниженных параметрах (Р=9МПа) 60200 часов, что составляет 22,3% паркового ресурса и определяет ее работу в составе энергоблока на параметрах Р=13МПа в течении 170900 часов.

Первого ноября 2004 года был произведен пуск турбоагрегата ПТ 80-130/13 в составе энергоблока с двумя котлами БКЗ-210-140 на проектных параметрах (Р=13МПа, Т=555С) с последующим включением регенерации высокого давления и двух отопительных отборов.

Таблица 1.6 - Первые показатели работы турбоустановки на фактических параметрах

Вывод: Из приведенных таблиц мы видим, что при работе двух котлоагрегатов БКЗ-210-140 и паротурбинной установки ПТ80-130/13 в составе энергоблока Амурской ТЭЦ-1 на проектных параметрах расход пара (при номинальных параметрах работы котлов) недостаточен для работы турбоагрегата на полной мощности. При работе турбоагрегата температура перегретого пара паротурбинной установки не превышала 525єС (при расчетной t=555єС), причинами которой являлись протяженность паропроводов, а также состояние тепловой изоляции, требующей капитального ремонта или полной замены. Температура на поверхности изоляции составляет в пределах 95-110єС. Затраты на собственные нужды составляют 12-12,5% вместо нормативных 9-11%.

паротурбинный энергоблок установка

2. Особенности работы турбины ПТ 80/100-130/13 в составе энергоблока

При блочной схеме ТЭЦ все основное оборудование паротурбинной установки не имеет технологических связей с оборудованием другой установки теплоэлектроцентрали. При неблочной схеме ТЭС пар от всех паровых котлов поступает в общую магистраль и лишь оттуда распределяется по отдельным турбинам. В ряде случаев имеется возможность направлять непосредственно от паровых котлов к турбинам, однако общая соединительная магистраль при этом сохраняется, поэтому всегда можно использовать пар от всех котлов для питания любой турбины. Линии, по которым вода подается в паровые котлы (питательные трубопроводы), также имеют поперечные связи.

Блочные ТЭС дешевле неблочных, так как упрощается схема трубопроводов, сокращается количество арматуры. Управлять отдельными агрегатами на такой станции проще, установки блочного типа легче автоматизировать. В эксплуатации работа одного блока не отражается на соседних. При расширении электростанции последующий блок может иметь другую мощность и работать на новых параметрах. Это дает возможность на расширяемой станции устанавливать более мощное оборудование на более высокие параметры, т.е. позволяет применять все более совершенное оборудование и повышать технико-экономические показатели электроцентрали. Процессы наладки и освоения нового оборудования при этом не отражаются на работе ранее установленных агрегатов. Однако для нормальной эксплуатации блочных ТЭС надежность их оборудования должна быть выше, чем на неблочных. В блоках нет резервных паровых котлов. Если возможная производительность котла выше необходимой для данного расхода, то часть пара нельзя перепустить на другую установку.

На Амурской ТЭЦ-1 при эксплуатации паровой турбины ПТ 80/100-130/13 пар от котла по паропроводу d_у 300 подается к отдельно стоящей паровой коробке стопорного клапана. Стопорный клапан d_у 280 разгруженного типа. Диаметр разгрузочного отверстия d_у 60.

Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Паровпуск в обоих цилиндрах расположен со стороны среднего подшипника, что снижает осевые усилия на упорный подшипник, расположенный между ЦВД И ЦНД.

После стопорного клапана пар по четырем перепускным трубам поступает к приваренным к ЦВД паровым коробкам регулирующих клапанов.

Регулирующие клапана ЦВД d_у = 125 № 1 и 3

d_у = 150 № 2

d_у = 100 № 4

Два клапана № 2,4 установлены на верхней части цилиндра, и два № 1,3 - по бокам нижней части цилиндра. При режиме с расходом пара ЦВД более 415 т\час, предусмотрен внутренний перепуск из камеры регулирующей ступени в камеру за 4-ой ступенью через перегрузочный клапан № 5 d_у 150, расположенный на верхней части ЦВД.

Клапан № 2 разгрузочного типа. Диаметр разгрузочного отверстия d_у 50. остальные клапана неразгруженного типа.

ЦВД литой конструкции из жаропрочной стали 15Х1М1ФЛ. Проточная часть ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления. На выходе из ЦВД часть пара по двум паропроводам d_у 400 идет в регулируемый производственный отбор, а остальная часть по четырем перепускным трубам поступает к приваренным к ЦНД паровым коробкам регулирующих клапанов ЦНД.

Давление в камере производственного отбора поддерживается регулирующими клапанами ЦНД.

Регулирующие клапаны ЦНД d_у 225. два клапана № 1,4 установлены на верхней части цилиндра и два № 2,3 - по бокам на нижней части турбины.

Клапан № 1 имеет разгрузочное отверстие d_у 15. это отверстие обеспечивает пропуск пара в ЦНД для вентиляции при режиме работы турбины с закрытыми клапанами, остальные клапаны ЦНД неразгруженного типа.

Передняя часть ЦНД выполнена литой из высококачественной углеродистой стали - 25ЛШ, выхлопная часть ЦНД - сварная из листовой углеродистой стали МСТЗ.

Проточная часть ЦНД состоит из трех частей: первая - до верхнего теплофикационного отбора имеет регулирующую ступень и семь ступеней давления - ЧСД;

Вторая - между теплофикационными отборами имеет две ступени давления;

Третья - имеет регулирующую ступень и две ступени давления - ЧНД.

Давление теплофикационных отборов регулируется одной поворотной диафрагмой, расположенной за 10-ой ступенью ЦНД. После 8-ой ступени ЦНД пар по паропроводу d_у 1000 отводится в верхний теплофикационный отбор. После 10-ой ступени ЦНД пар по двум паропроводам d_у 900 отводится в нижний теплофикационный отбор. Кроме трех регулируемых отборов, турбина имеет нерегулируемые отборы для системы регенерации, состоящей из трех ПВД и четырех ПНД.

Роторы турбины вращаются по часовой стрелке, если смотреть со стороны переднего подшипника турбины на генератор. Оба ротора РВД и РНД - гибкие. РВД цельнокованый, изготовлен из хромоникельванадиевой стали - Р2МАШ.

На РНД первые 10 дисков откованы заодно с валом, три последние диска - насадные. РВД и РНД соединены между собой жестко с помощью фланцев, откованных заодно с валом, и имеют один общий упорный подшипник. Роторы турбины соединены с ротором генератора жесткой муфтой.

Длина рабочей части рабочей лопатки последней ступени 665 мм. средний диаметр последней ступени - 2205 мм. суммарная торцевая площадь выхлопа - 10,4 м².

На выхлопной части ЦНД установлены атмосферные клапана-диафрагмы, которые открываются при повышении абсолютного давления в патрубках до 0,118 МПа (1,2 кгс\см²).

Отработанный пар из последней ступени ЦНД поступает в конденсатор типа 80 КЦС-1 поверхностного типа.

Фикс-пункт турбины расположен на задней фундаментной раме ЦНД, расширение турбины происходит в сторону переднего подшипника.

Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пуска турбины предусмотрен обогрев фланцев и шпилек горизонтального разъема ЦВД.

Турбина имеет концевые уплотнения лабиринтового типа. В последние камеры концевых уплотнений подается пар при давлении,1 МПа (1,03-1,05 кгс\см²) и температурой 130-150⁰С, отсос пара из крайних камер производится в специальный вакуумный охладитель ПС-50, оснащенный эжектором, поддерживающий абсолютное давление в охладителе 0,095 МПа (0,95-0,97 кгс\см²). Из третьих от края камер уплотнений, давление в которых должно поддерживаться 0,13 МПа (1,3 кгс\см²), пар поступает в охладитель отсоса ПН-130-16-9-П.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим ротор со скоростью 3,4 об\мин. Валоповоротное устройство отключается автоматически при повышении оборотов ротора более 3,4 об\мин.

Для дальнейшей эксплуатации ТУ в составе энергоблока с двумя работающими паровыми котлами БКЗ 210-140 с целью повышения тепловой эффективности и надежности представляется необходимым провести ряд рекомендаций и технических решений, а именно:

1) Для приведения в соответствие параметров ПЭН 580-185 с параметрами котла выполнить реконструкцию проточной части насоса.

2) Учитывая низкую надежность и систематический отказ подшипников штатных конденсатных насосов, выбрать установить насосы ново марки, обеспечивающие максимальную пропускную способность конденсатора по пару.

3) Выполнить изменение в технологической схеме ТУ, заключающееся в демонтаже встроенного в конденсатор ПНД-1.

4) Продолжить эксплуатационные испытания ТУ в различных режимах работы для выявления наиболее экономичных технических показателей.

3. Патентный анализ изданий о способах улучшения технико-экономических показателей и повышения надежности работы турбин типа ПТ в составе энергоблока

При проведении патентного поиска необходимо найти издания о возможности работы паротурбинной установки с выработкой максимальной электрической мощности на постоянном расходе острого пара. Для повышения технико-экономических показателей работы энергоблока выбрать документы по модернизации вспомогательного оборудования, реконструкций тепловых схем паротурбинной установки.

Размещено на Allbest.ru