Размещено на http://www.allbest.ru/

Создание мощных теплофикационных турбин на сверхкритические параметры пара

Г.Д. Баринберг, А.Е. Валамин, А.Ю. Култышев

АННОТАЦИЯ

Рассмотрено приоритетное направление увеличения экономичности теплофикационных турбин путем повышения начальных параметров пара, введения промежуточного перегрева и укрупнения единичной мощности.

ВВЕДЕНИЕ

Известно несколько основных путей повышения эффективности теплофикационных паровых турбин. Однако авторы считают, что приоритетным направлением в современной теплоэнергетике является повышение параметров свежего пара и пара после промежуточного перегрева. Анализ выполненных исследований [1] показывает, что переход от начальных параметров пара 12,8 МПа, 565 °С к параметрам 23,5 МПа, 560/565 °С позволяет при электрической мощности 250...300 МВт повысить экономичность теплофикационной турбины на средне-зимнем режиме при давлении в отопительном отборе около 0,1 МПа до 6 %, а переход от начальных параметров пара 12,8 МПа, 565/565 °С к 23,5 МПа, 560/565 °С в аналогичных условиях -- до 4 %. С учетом работы теплофикационных турбин в летний период на чисто конденсационном режиме эффективность повышения параметров пара составит 7 и 5 % соответственно.

1. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МОЩНЫХ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ПАРОВЫХ ТУРБИН В УСЛОВИЯХ ТЭЦ

Даже в летний период такая турбина, как Т-250/300-23,5 часто работает с несколько сниженным расходом пара в ЦНД, так как присутствует тепловая нагрузка для нужд ГВС, а в отопительный период имеют место значительные потери мощности на трение и вентиляцию ступеней ЦНД и снижение тепловой нагрузки из-за увеличенных расходов пара на охлаждение.

Поэтому данные обстоятельства приводят к тому, что последние ступени ЦНД практически в течение всего года работают в неоптимальных условиях. В связи с этим в ряде случаев более эффективным является использование последней ступени с лопатками меньшей высоты 830 мм [2].

В том же семействе турбин типа Т-250 применяется система охлаждения ступеней ЦНД с подачей специально подготовленного пара в камеру после регулирующей ступени, совпадающей с камерой отбора пара на ПНД-1. теплофикационная турбина мощность пар

ВятГТУ и ОАО ВТИ выполнены исследования по определению эффективности новой кольцевой системы охлаждения выхлопа с подачей мелкодисперсной влаги по периферии с внешней, наиболее горячей стороны потока, покидающего последнюю ступень [3] в турбинах ПТ-135 и Т-185.

По данным выполненных исследований для ЦНД турбины Т-185 с высотой лопатки последней ступени 830 мм вполне достаточен расход пара на охлаждение около 5 т/ч. Такой пропуск пара через ступени ЦНД требует выполнения регулирующих диафрагм плотными.

Экономия топлива от применения КСО в турбине Т-250 может составить около 5400 т у.т/год.

Можно привести и другие пути повышения эффективности мощных теплофикационных турбин, однако основным направлением остается повышение параметров свежего пара и пара после промежуточного перегрева, так как именно оно дает самый значительный прирост технико-экономических показателей.

2. ЭФФЕКТИВНОСТЬ СОЗДАНИЯ МОЩНЫХ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН НА СВЕРХКРИТИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПАРА

В исследованиях [1] было обосновано создание на ТМЗ мощной паровой теплофикационной турбины на сверхкритическое давление номинальной мощностью 250 МВт и параметрами свежего пара 23,5 МПа, 560 °С с промежуточным перегревом пара до 565 °С типа Т-250/300-23,5, головной образец которой был установлен на ТЭЦ-22 «Мосэнерго» в 1969 г.

В дальнейшем для обеспечения надежности паровых котлов, трубопроводов подвода свежего пара и промежуточного перегрева температуры подводимого пара и промежуточного перегрева были снижены до 540 °С, что вызвало необходимость модернизации выпускаемой турбины для восстановления электрической мощности и тепловой нагрузки при пониженных температурах пара. Подобная модернизация была проведена с помощью специалистов ТМЗ на семи турбинах, установленных ранее на различных ТЭЦ.

Снижение температуры свежего и промежуточного перегрева пара до 540 °С привело к снижению экономичности на конденсационном режиме на 1,3 % и на среднезимнем режиме на 1 %, что связано с перерасходом топлива на один энергоблок около 7400 т у.т/год.

В работе [4] учеными МЭИ обоснована экономическая целесообразность и возможность создания конденсационного энергоблока на суперсверхкритические параметры на базе сталей, освоенных металлургической промышленностью России. Это

является основанием для исследования влияния дальнейшего повышения параметров пара на экономичность мощных теплофикационных турбин.

При исследовании принято, что при повышении параметров пара имеется только однократный его перегрев после ЦВД, так как введение вторичного промперегрева экономически нецелесообразно из-за сближения значений его давления, принятого в конденсационных блоках, и давления в отопительных отборах.

Расход свежего пара при исследовании принят равным 980 т/ч, что соответствует его номинальному значению в турбине Т-250/300-23.5, давление в регулируемом отопительном отборе -- 0,1 МПа, что соответствует средне-зимнему режиму, а давление в конденсаторе -- 6 кПа, что соответствует условиям эксплуатации турбины Т-250/300-23,5 при номинальной температуре охлаждающей воды 20 °С.

Для максимальной унификации теплофикационных турбин, создаваемых при повышении параметров пара, с турбиной Т-250/300-23,5 при исследовании принята зависимость сопряженных начальных параметров пара и параметров пара после промежуточного перегрева. Сопряжение параметров пара после промперегрева обеспечивает перед ЦСД-2 температуру пара, равную ее значению при уже освоенных параметрах 23,5 МПа, 560/560 °С. Вследствие этого на конденсационных режимах влажность за последней ступенью ЦНД одинакова и составляет 5,5 %. Кроме того, такой подход к изменению параметров пара после промперегрева позволяет в новых вариантах теплофикационных турбин полностью унифицировать ее с аналогом ЦСД-2 и ЦНД.

Сопряжение начальных параметров дает возможность сохранить на ступенях ЦВД с давлением менее 23,5 МПа тот же уровень температур пара, что и при освоенных параметрах 23,5 МПа, 560/560 °С.

Исследования выполнены для дискретных значений сопряженных параметров пара в диапазоне: 23,5 МПа, 560/560 °С; 29,4 МПа, 600/600 °С. Расход пара в ЦНД на теплофикационных режимах при включенном охлаждающем устройстве принят равным 20 т/ч.

Для каждого из вариантов турбин определялись геометрия ступеней ЦВД и ЦСД-1, истинные КПД отсеков ступеней этих цилиндров, а также утечки пара через концевые уплотнения и штоки регулирующих клапанов.

Рассматривалась экономичность каждого из вариантов турбин на конденсационном и теплофикационных режимах.

Из выполненных расчетов следует, что при повышении начального давления от 23,5 до 29,4 МПа и температур пара от 560/560 до 600/600 °С электрическая мощность турбины на конденсационном

режиме увеличивается от 317 до 334 МВт, на средне-зимнем режиме -- от 258 до 274 МВт при одноступенчатом и от 269 до 285 МВт при двухступенчатом подогреве сетевой воды.

Тепловая нагрузка турбины при повышении параметров пара снижается с 1613 до 1559 ГДж/ч и с 1571 до 1517 ГДж/ч соответственно при одно- и двухступенчатом подогреве сетевой воды, а температура питательной воды увеличивается от 269 до 284 °С.

Увеличение параметров пара от 23,5 МПа, 560/560 °С до 29,4 МПа, 600/600 °С позволяет повысить экономичность турбины до 4,25 % на конденсационном и до 3,8 % -- на теплофикационном режимах.

В связи с тем, что выбор оптимальных значений повышения параметров пара должен быть осуществлен только на основании технико-экономического анализа, учитывающего экономию топлива, повышение стоимости применяемых материалов, создание нового оборудования и т.п., поэтому считаем целесообразным повышение параметров пара в теплофикационных турбинах должно начинаться с перехода на эксплуатацию с параметрами пара 23,5 МПа, 560/565 °С.

Сегодня такие рабочие параметры пара могут быть обеспечены надежной работой котельного оборудования, трубопроводов пара и турбиной.

Теплофикационную турбину на сверхвысокие параметры пара целесообразно создать на базе выпускаемой турбины Т-250/300-23,5.

Также считаем не менее серьезным вопрос о создании эффективных теплофикационных турбин для мощных ПГУ. Заводом разработана турбина Т-113/145-12,4 для ПГУ-410 Краснодарской ТЭЦ.

3. ПРОЕКТ ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ ТУРБИНЫ Т-113/145-12,4 ДЛЯ ПГУ

Теплофикационная паровая турбина Т-113/145-12,4 [5] предназначена для работы в составе ПГУ Краснодарской ТЭЦ. В состав ПГУ также входит газовая турбина фирмы «Mitsubishi Heavy Ind.» М701 F4 мощностью 303 МВт и котел-утилизатор производства ОАО «ЭМАльянс» выполненный по проекту фирмы А&Е (Чехия-Австрия).

Паровая турбина Т-113/145-12,4 представляет собой трехцилиндровый агрегат (рис. 1) и отличается значительной новизной конструкций цилиндров турбины, что обусловлено, прежде всего, проектированием ее для работы в составе трехконтурной ПГУ, а также высокими параметрами пара высокого давления (12,4 МПа, 563 °С) и промежуточным перегревом пара (3,0 МПа, 560 °С).

В цилиндре высокого давления применено дроссельное парораспределение, что является общепринятым решением для паровых турбин, работающих в составе ПГУ на скользящих параметрах пара. В ЦВД расположено 11 ступеней давления.

Рис. 1. Паровая турбина Т-113/145-12,4 с промежуточным перегревом пара для трехконтурной ПГУ-410

ЦВД выполнен двухкорпусным с прямоточной схемой движения пара. Первые две ступени ЦВД расположены во внутреннем корпусе, остальные 9 ступеней в наружном. Наружный корпус ЦВД выполнен на базе отливки турбины Т-110/120-130-5МО, корпус которой отличается от серийных турбин типа Т-100/110-130 и обладает повышенными характеристиками надежности и маневренности, а также сниженной металлоемкостью. Необходимость установки внутреннего корпуса обусловлена тем, что использование однокорпусной конструкции не обеспечивает прочность и плотность вследствие высокого давления в камере паровпуска 11,9 МПа и температуры 557 °С. Использование внутреннего корпуса позволяет не только решить задачи обеспечения плотности и прочности корпуса, но и сохранить высокие маневренные характеристики ЦВД в целом.

Пар из ЦВД направляется в КУ, где смешивается с паром контура среднего давления и, пройдя пароперегреватель, поступает в цилиндр среднего давления через два блока клапанов, которые унифицированы с блоками клапанов ЦСД турбины Т-250.

ЦСД выполнен двухкорпусным с петлевой схемой течения пара в проточной части. Необходимость такого решения продиктована, главным образом, тем, что при этом зона повышенных температур (зона паровпуска) максимально отдаляется от среднего подшипника.

В межкорпусное пространство подается пар низкого давления из третьего контура КУ. На трубопроводе подвода пара низкого давления установлены блоки клапанов.

Отбор пара на ПСГ-2 осуществлен после 22-й ступени, на ПСГ-1 -- после 24-й ступени.

Пройдя ЦСД, пар через перепускные трубы попадает в цилиндр низкого давления. ЦНД двухпоточныи, в каждом потоке расположены по три ступени: регулирующая ступень ЧНД и две ступени давления, унифицированные со ступенями турбины Т-250. Выхлопные части ЦНД по конструкции унифицированы с выхлопными частями турбины Т-250. Средняя часть ЦНД в отличие от турбины Т-250 выполнена однокорпусной, что позволило снизить металлоемкость конструкции. Для охлаждения последних ступеней на режимах теплового графика в турбине Т-113/145-12,4 реализована система охлаждения ЦНД.

Турбина снабжена современной микропроцессорной электрогидравлической системой регулирования и защиты, состоящей из трёх основных частей: гидравлической части, электрической части и электрогидравлических преобразователей, реализующих функции преобразования электрических сигналов управления в гидравлические входные сигналы.

Существенным моментом электрогидравлической системы регулирования и защиты турбины Т-113/145-12,4 является применение в системе регулирования и защиты воды в качестве рабочего тела как наиболее эффективного противопожарного мероприятия.

В турбоустановке используется конденсаторная группа KT2-12000-IV с поверхностью теплообмена 12000 м2 и расходом охлаждающей воды до 27000 м3/ч.

Схема подогрева сетевой воды двухступенчатая. В данной турбоустановке используются два ПСГ-2300 с поверхностью теплообмена 2300 м каждый. Сетевой подогреватель ПСГ-1 установлен под ЦВД. Сетевой подогреватель ПСГ-2 установлен под генератором.

Удельный расход пара и удельный расход теплоты на конденсационном режиме составляет, соответственно 2,75 кг/(кВт-ч) и 10162 кДж/(кВт-ч).

СПИСОК ОБОЗНАЧЕНИЙ

ЦВД - цилиндр высокого давления; ЦСД - цилиндр среднего давления; ЦНД - цилиндр низкого давления; ПНД-1 - подогреватель низкого давления № 1; ВятГТУ - Вятский государственный технический университет;

ОАО ВТИ - Всероссийский теплотехнический институт; КСО - кольцевая система охлаждения; ТМЗ - Турбомоторный завод (сейчас ЗАО УТЗ); МЭИ - Московский энергетический институт; ПГУ - парогазовая установка; КУ - котел-утилизатор; ПСГ - подогреватель сетевой воды горизонтальный.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Баринберг Г.Д., Бененсон Е.И. Влияние параметров свежего пара, промежуточного перегрева и единичной мощности на экономичность теплофикационной турбины // Сб. Опыт создания турбин и дизелей. Свердловск: Средне-Уральское кн. изд-во, 1969.

2. Баринберг Г.Д., Кортенко В.В., Чубаров А.А. Об основных направлениях развития теплофикационного турбостроения России // Теплоэнергетика. 2001. № 11. С. 7-12.

3. Эфрос Е.И., Симою JIJL, Лагун В.П., Гуторов В.Ф. Исследование ЧНД турбин ПТ-135/165-130/15 и Т-185/220-130 при работе с уменьшенными вентиляционными пропусками пара // Сб. Совершенствование турбин и турбинного оборудования. Екатеринбург, 2000. С. 295-301.

4. Трухний А.Д., Костюк А.Г.. Трояновский Б.М. Пути совершенствования отечественных паротурбинных установок и целесообразность создания энергоблока на сверхвысокие параметры пара // Теплоэнергетика. 1997. № 1.С. 2-8.

5. Теплофикационная паровая турбина Т-113/145-12,4 для ПГУ-410 Краснодарской ТЭЦ / Г.Д. Баринберг, А.Е. Валамин, А.А. Гольдберг и др. // Теплоэнергетика. 2009. №9. С. 15-23.

Размещено на Allbest.ru