Модернизация паровых теплофикационных турбин типа Т-100/110-130

Модернизация паровых теплофикационных турбин типа Т-100/110−130.

Валамин А.Е., Сахнин Ю. А. инженеры, Новоселов В. Б. канд. техн. наук, Ивановский А. А., инженер ЗАО «Уральский турбинный завод» .

Проблема замены старых и устаревших паровых турбин существует столько же, сколько существует паротурбостроение.

В СССР эта проблема, как государственная программа, решалась на основе постановления Совета Министров СССР от июля 1980 г. «Об организации изготовления узлов и деталей тепломеханического оборудования электростанций для замены отработавших свой ресурс и обеспечения их производства в период с 1981 по 1990 гг.» .

Ожидалось, что к 1990 г. суммарная мощность оборудования, отработавшего ресурс, достигнет кВт.

Проблема должна была быть решена параллельным решением следующих задач:

• — демонтаж устаревших и физически изношенных турбин, в т. ч. в 1981ч1985 гг. — 3.926.000 кВт, в 1986ч90 гг. — 4.879.000 кВт (всего 68 турбин). Такая задача была выполнена;
• — определение предельного ресурса. В 1980 г. предельным ресурсом для оборудования, работавшего при 90 атм были установлены 220 000 час, при 130 атм — 170 000 час, в т. ч. сопловые аппараты и диафрагмы ВД- 150 000 час. Как известно, сегодня эти величины установлены, соответственно, 270 000 час и 220 000 час;
• — переоснащение турбины новыми стопорными клапанами, сопловыми аппаратами и диафрагмами ВД. ПО «Турбомоторный завод» в рамках решения данной задачи переоснастил 11 турбин мощностью 50ч55 МВт, 16 турбин мощностью 25 МВт, около 30 турбин мощностью 100 МВт;
• — замена корпусов высокого давления комплексно с роторами, сопловыми аппаратами, диафрагмами, регулирующими и стопорными клапанами, уплотнениями. ПО «Турбомоторный завод» к 1990 г. выполнил эту задачу на 40%, заменив ЧВД на 9 турбинах ВПТ-25−3, 6 турбинах ПТ-50−130/7, Т-50/55−130, 6 турбинах Т-100/120−130. После 1990 г. были комплектно заменены 2 турбины Т-50/55−130 и еще 6 турбин Т-100/120−130.

Государственная программа остановилась в 1990ч1991 гг. Только сама проблема к настоящему времени стала еще острее — из 2000 турбин, находящихся в эксплуатации, примерно 50% превзошли увеличенный ресурс. Применительно к номенклатуре турбин УТМЗ (ныне ЗАО «Уральский турбинный завод») выработали парковый ресурс все турбины типов ВПТ-25−3, ВПТ-25−4, ПР-25−90/10/0,9, все турбины типов Т-50/55−130 и ПТ-50/60−130/7, почти половина турбин Т-100/120−130 (-1, -2 и -3), все турбины Р-38(40)-130−3, половина турбин Р-100−130/5 и 3 турбины Т-250/300−240.

Ясно, что даже при полной загрузке ЗАО УТЗ, ориентированной на замену турбин, отработавших ресурс, на их замену понадобится около 30 лет, а для замены второй половины турбин, постаревших за эти 30 лет, понадобится еще столько же.

Похожая ситуация складывается и с турбинами производства ЛМЗ, ПО «Турбоатом» и КТЗ. Точечные вводы новых паровых турбин в составе ПГУ разных мощностей не спасут положения.

Напрашивается естественный вывод — наиболее коротким и сравнительно недорогим путем восстановления работоспособности парка турбин является их реновация с одновременной модернизацией, включающей в себя повышение мощности и экономичности каждого турбоагрегата. Этот путь естественно дополняется полной заменой устаревших турбин турбинами нового поколения, установкой ПГУ, созданием двухвальных установок путем использования приключенных турбин [1].

Безусловно, могут быть использованы более простые способы продления эксплуатации старых турбин, а именно:

• — продление эксплуатации по фактическому состоянию металла стопорного клапана и ЦВД. Как правило, такое продление дается на срок 20 000ч30000 час;
• — снижение начальных параметров пара, прежде всего снижение температуры, чтобы вывести металл за порог интенсивного проявления ползучести и поднять предел длительной прочности. Такое мероприятие неизбежно влечет за собой снижение мощности и экономичности, и может быть использовано, как своего рода «консервирование» турбины в ожидании последующей реновации и модернизации.

Поясним излагаемую позицию графическим изображением «биографии» турбины (как обобщенного образа), представленную на рис. 1.

Рис. 1. Изменение технического уровня турбины в процессе эксплуатации: 1 — технический уровень турбины в момент начала эксплуатации (соответствует ТУ завода-изготовителя); 2 — снижающийся технический уровень в процессе эксплуатации турбины (снижение показателей жаропрочности, проявление ползучести, износ, накопление поврежденности и т. п.); 3 — технический уровень турбин, выпускаемых после ввода в эксплуатацию рассматриваемой; 4 — снижение технического уровня в межремонтный период; 5 — восстановление технического уровня при капремонте; ОР — реновация турбины (например, в объеме постановления Совмина СССР от 1980 г.); ОРМ — реновация и модернизация турбины, как предлагаемый путь; 2Р и 2М — изменение технического уровня после ОР или ОРМ, аналогичное 2

Конкретизируем предлагаемые реновацию и одновременную модернизацию турбины на примере турбины Т-100/120−130 (Т-110/120−130) производства Уральского турбинного завода, как наиболее популярной турбины на ТЭЦ России.

Полный объем реновации и модернизации включает в себя следующие мероприятия:

1. Комплексная замена ЦВД, в т. ч. проточной части и клапанов. Корпус цилиндра изготавливается заново, обеспечивая возможность установки либо 2-х венечной регулирующей ступени, либо 1-венечной регулирующей ступени. Конструкция нового цилиндра обеспечивает существенно сниженный уровень температурных напряжений, особенно в камере регулирующей ступени.

Возможно также использование корпуса ЦВД заменяемой турбины путем проведения восстановительной термообработки, что гарантирует ресурс его повторной эксплуатации не менее 200 000 час, а вносимые конструктивные доработки обеспечивают снижение уровня температурных напряжений.

Новая проточная часть обеспечивает увеличение расхода свежего пара либо до 495/510 т/час (мощность 116ч125 МВт), либо до 505/530 т/час (мощность 118ч130 МВт). Тепловая нагрузка составит, соответственно, 184ч193 Гкал/час; 188ч197 Гкал/час.

Осуществляется обогрев фланцев и шпилек паром, отбираемым за клапаном № 1, через углубленную обнизку во фланце горизонтального разъема. Устанавливается новая система токосъема с контролем тока заземления.

Повышение внутреннего КПД проточной части составляет 3,5ч6% за счет замены радиальных надбандажных уплотнений осерадиальными (+2,5%), либо сотовыми (+3,5%), а также за счет установки сотовых уплотняющих поверхностей в концевых и диафрагменных уплотнениях (+1%). Установка одновенечной регулирующей ступени даст повышение экономичности еще на 2,5ч3,0%.

2. Комплексная замена проточной части СД. Устанавливается новый ротор СД с усиленным диском и рабочими лопатками 15, 20 и 22 ступеней. Устанавливаются сварные диафрагмы всех ступеней СД. Все насадные диски фиксируются торцевыми шпонками. Все насадные диски выполнены из стали повышенной пластичности. В необходимых случаях проводится фретирование поверхности насадных дисков и упрочнение рабочих лопаток методом ионной имплантации.

Рекомендуется установка новых обойм СД для уменьшения объемов монтажных работ и сокращения сроков модернизации. Концевые уплотнения, а также диафрагменные уплотнения до 17 ступени включительно имеют сотовые уплотнительные поверхности. Надбандажные уплотнения до 17 ступени включительно — либо осерадиальные, либо сотовые. Повышение внутреннего КПД проточной части СД — не менее 2%.

3. Комплексная модернизация стопорного клапана и регулирующих клапанов ЧВД. В новом корпусе (либо в старом корпусе после восстановительной термообработки) устанавливается клапан новой конструкции, которая исключает возможность зависания разгрузочного клапана и, следовательно, исключает случаи недозакрытия стопорного клапана при плановых остановах и аварийных отключениях.

Устанавливаются новые регулирующие клапаны с перфорированными «яблоками». Седла клапанов имеют конфузорную входную часть. Упрочнена подвеска штока.

Кулачковое распределительное устройство устанавливается на новой ужесточенной раме, упрочнены сектор и шестерня, установлены опорные подшипники кулачкового вала с более высокой статической грузоподъемностью.

В соединениях сектора с кулачковой рамой установлены роликовые подшипники. Для продления срока службы зубчатой пары сектор выполнен с двумя «ушами» для крепления к сервомотору ЧВД.

• 4. Комплексная замена пароподводящих труб высокого и среднего давления.
• 5. Комплексная замена полугибких муфт РСД-РНД и РНД-РГ жесткими.
• 6. Комплексная модернизация системы дренирования ЦСД и ЦНД, в т. ч. удаление процессной влаги из ядра парового потока в перепускных трубах ЦСД — ЦНД внутриканальным отсосом ее в полые поворотные лопатки, а также установка во влагоулавливающих камерах последних ступеней отсечных направляющих лопаток, препятствующих появлению в проточной части вторичной влаги.
• 7. Оснащение турбины современными средствами контроля линейных и угловых перемещений и вибрационного состояния элементов турбины с формированием предупредительной и аварийной сигнализации.
• 8. Замена гидравлической системы регулирования новой САР, построенной на современной элементной базе и алгоритмах управления.

При модернизации турбина оснащается микропроцессорной электрогидравлической системой регулирования и защиты (ЭГСРиЗ) [2]. При этом демонтируется вся импульсная часть штатной гидродинамической системы регулирования и защиты: насос-импеллер, блок регуляторов (регулирования), механический автомат безопасности (АБ) и его золотники (ЗАБ). Сохраняются только исполнительные механизмы — автозатвор стопорного клапана (АСК), сервомоторы ЧВД и ЧНД, которые подвергаются минимальной реконструкции: в сервомоторах демонтируются гидравлические обратные связи (конусы), вместо которых устанавливаются электрические датчики положения сервомоторов. Взамен насосной группы устанавливается силовой насос.

На рис. 2 представлена схема объединённой электрогидравлической системы регулирования и защиты турбины типа Т-100/110−130.

Рис. 2. Схема объединённая электрогидравлической системы регулирования и защиты (ЭЧСРиЗ) турбины типа Т-100/110−130: АСК — автозатвор стопорного клапана, СРКВД — сервомотор регулирующих клапанов высокого давления, СРДНД — сервомотор регулирующей диафрагмы низкого давления; ЦВД, ЦСД, ЦНД — цилиндры высокого, среднего и низкого давления соответственно; ПСГ 1, ПСГ 2 — подогреватели сетевой воды первый и второй соответственно, К — конденсатор, ГР — генератор, ИС — инженерная станция, ОС — операторская станция, ПТК АСУ ТП — программно-технический комплекс автоматизированной системы управления технологическими процессами, АПУ — аварийный пульт упрвления, ГЩУ — главный щит управления, ШБП — шкаф бесперебойного питания, ЭМП — электромеханический преобразователь

Модернизированная ЭГСРиЗ состоит из трёх основных частей: гидравлической части (ГЧСРиЗ), электрической части (ЭЧСРиЗ) и электрогидравлических преобразователей (ЭГП), реализующих функции преобразования электрических сигналов управления ЭЧСРиЗ в гидравлические входные сигналы ГЧСРиЗ.

ГЧСРиЗ включает в себя новый силовой насос, расположенный на валу турбины в блоке переднего подшипника, автозатвор стопорного клапана, сервомоторы регулирующих клапанов ЧВД и сервомотора ЧНД регулирующей поворотной диафрагмы отопительных отборов турбины.

ЭЧСРиЗ выполнена на базе промышленных контроллеров и исполнительных механизмов фирмы «Omron», включает в себя шкаф бесперебойного питания (ШБП), шкаф управления (ШУ), рабочую станции оператора (РСО), инженерную станцию (ИС), набор датчиков, обеспечивающих реализацию алгоритмов регулирования и защиты.

ЭГП системы регулирования и защиты размещены в блоке управления и защиты (БУЗ), представляющем из себя отдельно стоящий узел, размещённый на площадке обслуживания турбины в районе переднего подшипника и соединенный импульсными гидравлическими линиями с исполнительными механизмами ГЧСРиЗ и управляющими электрическими линиями с ШУ.

К ШБП подводится электропитание от источников переменного тока ~220 В, 50 Гц, постоянного тока =220 В (для ШУ). ШБП и ШУ располагаются на площадке обслуживания турбины, при этом сенсорный терминал ШУ используется как местный щит управления турбиной при пусковых и наладочных операциях.

Операторская и инженерная станции располагаются на групповом щите управления. теплофикационная турбина реновация модернизация В блоке управления и защиты (см. рис. 3) [2] установлены:

• — трёхканальный блок золотников защиты (БЗЗ) [3], управляющий подачей масла в «линию защиты» в соответствие с логикой «2 из 3». БЗЗ имеет в своём составе три независимых золотника защиты, объединённых в одной конструкции таким образом, что во взведённом состоянии БЗЗ соединяет линию защиты с линией подачи масла от силового насоса, а при посадке любой пары золотников «линия защиты» соединяется со сливом и давление ней исчезает;
• — блок соленоидных клапанов (БСК), преобразующий электрические сигналы защиты, действующие на останов турбины в гидравлические сигналы (давление масла в импульсных линиях золотников БЗЗ). Каждый соленоидный клапан управляет «своим» золотником защиты. Соленоидные клапаны являются электрогидравлическими преобразователями системы защиты турбины;
• — два блока золотника управления (БЗУ), каждый из которых представляет собой дроссельный поворотный золотник, управляемый электродвигателем от регуляторов ЭЧСРиЗ. БЗУ являются электрогидравлическими преобразователями системы регулирования;
• — блок промежуточного золотника защиты, обеспечивающий управление сервомоторами системы регулирования от системы защиты (дополнительный гидравлический канал защиты).

Рис. 3. Блок управления и защиты: БЗЗ — блок золотников защиты, БСК — блок соленоидных клапанов, БПЗЗ — блок промежуточного золотника защиты, БЗУ — блок золотника управления

В системе регулирования реализованы:

• — регулятор частоты вращения со степенью неравномерности 4−5% и степенью нечувствительности, не превышающей 0,02−0,06%;
• — регулятор давления пара перед турбиной (для работы в блоке с котлом);
• — регулятор активной электрической мощности с частотным корректором с точностью поддержания 0, 5 МВт;
• — регулятор минимального давления пара перед турбиной;
• — регулятор отопительного отбора пара, поддерживающий давление пара в камере верхнего или нижнего отопительного отбора с точностью 0,01 МПа или температуру сетевой воды на выходе из сетевой установки (или её нагрев) с точностью 0,5єС;
• — регулятор температуры подпиточной воды с точностью 0,5єС;
• — защитные (предельные) регуляторы, обеспечивающие безопасную эксплуатацию турбины во всём диапазоне режимов работы и недопущение ошибок эксплуатационного персонала (максимального давления за регулирующей ступенью турбины, максимального давления в отопительном отборе, максимального давления пара в конденсаторе и др.).

В ЭЧСРиЗ реализована трёхканальная система защиты от разгона — электрический автомат безопасности (ЭАБ), реализующий совместно с БЗЗ логику «2 из 3», что позволяет защититься от ложного срабатывания одного из каналов защиты и обеспечивает возможность раздельного испытания каждого канала «насквозь», включая посадку соответствующего золотника, на работающей турбине без её останова. Алгоритм ЭАБ построен на анализе комбинации частоты вращения и ускорения, что позволяет существенно (на 4−5%) снижать уставку ЭАБ при обнаружении неисправности системы регулирования.

В ЭЧСРиЗ реализована также трёхканальная электрическая система защиты от повышения давления в камере регулируемого отопительного отбора (ЭСЗО), выполненная аналогично ЭАБ и позволяющая производить поканальное опробование защиты на работающей турбине. Реализация ЭСЗО в ЭЧСРиЗ позволяет демонтировать предохранительные клапаны больших диаметров, снижает присосы воздуха и упрощает эксплуатацию.

На блок соленоидных клапанов подаются также сигналы на останов от технологических и электрических защит турбогенератора и при дистанционном останове турбины оператором.

Во всех режимах работы ЭЧСРиЗ обеспечивает:

• — контроль датчиков, линий связи с объектом и цепей питания;
• — безударное включение и выключение регуляторов;
• — проведение необходимых испытаний (разгон, повышение давления в регулируемых отборах и др.) и определение характеристик;
• — оповещение, регистрация и архивирование сообщений об изменении режимов и отклонениях в работе турбины (в том числе аварийных);
• — связь с АСУ ТП блока ПГУ.

В качестве дополнительных опций предлагаются следующие мероприятия:

• 1. Модернизация опорно-упорного подшипника или установка нового опорно-упорного подшипника. Устанавливаются слоеные упорные колодки, имеющие высокую несущую способность за счет снижения тепловых и силовых деформаций колодок, обеспеченную принудительным охлаждением маслом наиболее нагретой части колодок и применением стального несущего основания. Организуется тангенциальный отвод масла от вкладыша.
• 2. Повышение масляной плотности корпусов подшипников. Все закатные масляные кольца заменяются на фланцевые. Уплотняющий элемент (маслоуловитель) выполняется из фторопласта с наклонными уплотняющими усиками.
• 3. Установка плотных регулирующих диафрагм НД, что снижает протечки пара в выхлопные патрубки турбины при работе с полной тепловой нагрузкой до 5ч7 т/час
• 4. Переход турбины на противодавление с применением ротора-проставки НД.
• 5. Организация дополнительного отбора пара объемом 70 т/час давлением 1,3 МПа из перепускных труб ЦВД-ЦСД с установкой блока защитно-регулирующих клапанов.
• 6. Модернизация системы тепловых перемещений турбины путем установки между корпусами подшипников и фундаментными рамами поверхностей скольжения из закаленных толстых пластин. Возможна компенсация последствий осадки фундамента.
• 7. Установка всережимных паровых экранов непосредственно за выходными кромками рабочих лопаток последних ступеней для охлаждения их в беспаровых режимах и защиты от эрозии.
• 8. Частичные реконструкции тепловой схемы.

Включение тех или иных опций (полное или частичное) в общий объем модернизации производится путем прямых технических переговоров между заказчиком и Уральским турбинным заводом. Обязательной является процедура обсуждения и утверждения технических условий на модернизацию.

Кроме того, заводом разработаны программы модернизации турбин Т-50/60−130, ПТ-50/60−130/7, Р-38−130/32. При необходимости могут быть продолжены программы модернизации турбин ПТ-135/115−130, Т-185/210−130 и Т-250/300−240.

• 1. Баринберг Г. Д., Валамин А. Е., Сахнин Ю. А. Приключенные паровые турбины ЗАО УТЗ / Теплоэнергетика. 2008. № 8. С 34−40.
• 2. Паровые турбины и турбоустановки Уральского турбинного завода / Г. Д. Баринберг, Ю. М. Бродов, А. А. Гольдберг и др. Реж (Свердловская обл.): Чароид, 2007.
• 3. Пат. 2 272 153 Россия. Система защиты турбоагрегата /В.Б. Новоселов, К. В. Вдовиков. // Изобретения. 2006, № 8.
• 4. ЗАО «Уральский турбинный завод», www.utz.ru.