Лейзерович А. Ш.
Наиболее яркие публикации по паротурбинной тематике, привлекавшие к себе наибольшее внимание в последние годы, были связаны, в первую очередь, с новыми подходами к формированию проточных частей. Имеется в виду использование трехмерных программ расчета и применение наклонных, изогнутых и закрученных лопаток в частях не только низкого, но и среднего, и высокого давления (НД, СД и ВД), тенденция к отказу от использования чисто активных или чисто реактивных ступеней ВД и СД и индивидуальный выбор оптимальной степени реактивности для каждой отдельной ступени, снижение профильных и концевых потерь благодаря созданию и использованию новых, порой, весьма нетрадиционных, профилей и специального меридионального профилирования, повышенное внимание, уделяемое течению пара и уменьшению потерь в выхлопных патрубках. Второе приоритетное направление относится к созданию новых мощных современных энергоблоков ТЭС на высокие (сверхкритические) и сверхвысокие параметры пара и подтверждению их проектных показателей надежности, экономичности и маневренности в эксплуатации на ТЭС Японии, Дании, Германии, Южной Кореи, Китая. Именно эти темы доминировали на паротурбинных секциях международных энергетических конференций последних лет, включая и прошлогоднюю международную энергетическую конференцию Американского общества инженеров-механиков (ASME) IJPGC-2000 (Лейзерович А. Ш., Берлянд В. И. Турбинная тематика на конференции “ASME International 2000 г.” - Электрические станции, 2001 г., № 1).
Представляется характерным, что на конференции IJPGC-2001 (Нью-Орлеан, 4-7 июня, 2001 г) доклады по этим двум направлениям практически отсутствовали или, по крайней мере, отошли на второй план. Следуют, наверно, лишь отметить работу фирмы Hitachi по созданию, отработке и испытаниям новых профилей рабочих лопаток для частей ВД и СД. По данным расчетных и экспериментальных исследований, ступени с такими лопатками в расчетном режиме имеют КПД на 0,3% выше по сравнению с “традиционными”. Они также отличаются более широкими межлопаточными каналами. Сокращение числа лопаток в ступени повышает внутренний КПД и снижает затраты на изготовление турбины. Однако основное внимание турбинистов - участников конференции, было направлено на вопросы реконструкции, ремонтного обслуживания и эксплуатации.
Комплекс докладов по реконструкции физически и морально устаревших или устаревающих турбин был представлен международным концерном “Alstom Power”. Программный доклад его английского отделения был посвящен оптимизации объема и содержания реконструкции. Еще в недавнем прошлом фирмы-изготовители занимались реконструкцией, во-первых, в основном турбин собственного производства и, во-вторых, главным образом, частей НД, где, с одной стороны, реконструкция была необходима для борьбы с интенсивными коррозионными и эрозионными повреждениями, а, с другой стороны, позволяла получить наибольший выигрыш в экономичности. В отличие от этого в настоящее время реконструкция все в большей мере охватывает и цилиндры ВД и СД, для которых использование новых, прогрессивных методов проектирования проточной части также позволяет получить заметное повышение КПД. Изменяются и расход, параметры и отборы пара. В то же время при выборе оптимальных вариантов такой реконструкции необходимо учитывать влияние изменений теплового процесса в турбине на условия работы котла, т.е. оптимизация должна проводиться комплексно, для всего энергоблока в целом. В результате закрытия или слияния ряда крупных турбостроительных фирм и изменения структуры рынка энергомашиностроения реконструкцией турбин все чаще занимаются не их изначальные производители, а другие фирмы, имеющие зачастую иные традиции проектирования. Все это способствует тому, что реконструкция не сводится к модернизации с заменой отдельных компонентов аналогичными им по принципу “подобное - подобным” (like for like), а открывает более широкий спектр возможностей. В результате реконструкции не только продлевается срок службы турбин и повышается их экономичность, но также и увеличивается длительность межремонтной кампании.
Характерным примером является опыт модернизации и реконструкции турбин, накопленный за последние 10 лет польским отделением концерна в Эльблонге (бывшее предприятие Zamech). Этот опыт охватывает установленные на ТЭС Польши и ряда других восточно-европейских стран турбины 120 МВт конструкции “Metro Vickers”, выпускавшиеся Zamech в 1962- 1975 гг.; 200-215 МВт, изготовленные по документации ЛМЗ или на ее базе в различных модификациях, турбины; 360 МВт поставки ВВС и К-500-166-2 ЛМЗ. Наиболее распространенный вариант реконструкции по-прежнему включает в себя только ЦНД - с полной заменой проточной части, отказом от использования ступени Баумана (для турбин 120 и 200 МВт), заменой цельнокованых шли сборных роторов на сварные, существенным увеличением проходного сечения выхлопного патрубка и площади выхлопа [для турбин 200 МВт - четыре варианта с лопатками последней ступени (ЛПС) длиной от 844 до 1077 мм в зависимости от условий охлаждения конденсатора], ужесточением корпусов ЦНД и их соединений с корпусами подшипников. В 1999 г. была проведена реконструкция ЦНД турбины 200 МВт на бывшей Эстонской ГРЭС с использованием сварного ротора и заменой проточной части на современную, спроектированную в трехмерной постановке, с рабочими лопатками предпоследней ступени с цельнофрезерованным бандажом, изогнутыми в меридиональном (продольном) сечении направляющими лопатками последней ступени, специальным профилированием рабочих лопаток двух последних ступеней с учетом трансзвукового течения пара в прикорневой зоне и совместной оптимизацией течения в ЛПС и выхлопном патрубке. (Основные подходы к проектированию проточных частей НД, разработанные концерном АВВ, ныне входящим в состав "‘Alstom Power”, описаны в статьях Weiss А. Р. Aerodynamic design of advanced LP steam turbines. - ABB Review, 1998, № 5 и Лейзерович A. III. Новые разработки ABB на паротурбинных ТЭС Германии. - Электрические станции, 1999, № 12). Реконструкция ЦНД дает прирост мощности турбины 200 МВт в 7 - 14 МВт и снижение удельного расхода тепла (УРТ) на 300 - 600 кДж/(кВхч). Последующие стадии реконструкции турбин 200 МВт охватывают ЦВД и ЦСД с заменой проточной части на реактивную и цельнокованых роторов на сварные, переходом на двухстенную конструкцию корпусов в зоне паровпуска и первых ступеней. При этом также устанавливается современная электрогидравлическая система регулирования, заменяются перепускные трубы и клапаны ВД, усовершенствуется система байпасов и дренажей. На четырех блоках ТЭС Turow в Польше и одном на ТЭС Deva в Румынии турбины 200 МВт реконструированы в теплофикационные с регулируемыми отборами пара из выхлопов ЦВД и ЦСД. На турбинах 360 МВт фирмы ВВС осуществляется только модернизация ЦНД с заменой облопачивания, что, тем не менее, дает снижение УРТ на 3%, увеличение мощности на 12 МВт и экономию топлива примерно 90 тыс. т угля в год. Работы на турбине К-500-166-2 ТЭС Kozienice. помимо реконструкции ЦНД, включали в себя реконструкцию ЦВД с заменой проточной части на реактивную и цельнокованого ротора на сварной, а также модернизацию ЦСД и системы регулирования турбины.
Швейцарское отделение концерна (бывшее АВВ, до того ВВС) представило доклад о типовых комплектах современных электрогидравлических систем регулирования и защиты турбин, устанавливаемых при реконструкции.
Цилиндры НД и, в частности, роторы ЦНД остаются в центре внимания не только при реконструкции, но и при ремонтах. Любопытны рекомендации для турбины, на цельнокованом с центральным сверлением роторе НД которой при плановом обследовании были обнаружены многочисленные дефекты металла на поверхности расточки. Турбина работает на одной из ТЭС штата Висконсин уже 45 лет, предыдущее обследование проводилось в 1985 г. Первоначально ротор был забракован для дальнейшей эксплуатации, но в результате дополнительных обследований и расчетов было сочтено возможным оставить его в работе при базовом режиме эксплуатации турбины и с соблюдением известных рекомендаций для уменьшения опасности хрупкого разрушения (длительный прогрев на промежуточной частоте вращения при пусках из холодного состояния, опробование автомата безопасности только после длительной работы на холостом ходу и др.).
Для сборных роторов ЦНД продолжает оставаться актуальной проблема растрескивания дисков от коррозии под напряжением. Межкристаллитная коррозия выявлена на роторах НД с насадными дисками турбин 1350 МВт “General Electric” на АЭС “Palo Verde” в штате Аризона. На АЭС установлены три турбины мощностью по 1350 МВт с частотой вращения 1800 об/мин; турбина состоит из двухпоточного ЦВД и трех двухпоточных ЦНД с ЛПС длиной 1090 мм. Первый блок АЭС был принят в коммерческую эксплуатацию 9 лет назад. В 2000 г. коэффициент использования мощности АЭС составил 92,7% (Palo Verde Nuclear Plant Keeps on Keeping on. - Power Engineering, 2001, July). Коррозионные трещины, в частности, были выявлены на ободе диска предпредпоследней (L-2) ступени одного из роторов. Для его восстановления с минимальными затратами и без потери мощности турбины была разработана технология ремонта с проточкой посадочных поверхностей обода диска и заменой рабочих лопаток на заранее изготовленные новые с удлиненным хвостовиком (longshank), и осенью 2000 г. в ходе очередной перегрузки реактора проведен ремонт ротора. Вся процедура ремонта заняла 15 сут., и таким образом ротор был возвращен в эксплуатацию без нарушения графика работы блока.
Одной из наиболее популярных технических идей последних 10-15 лет в области эксплуатации и ремонтного обслуживания является переход от системы планово-предупредительных, профилактических (preventive) ремонтов оборудования к его обслуживанию по фактическому состоянию - Condition Oriented Maintenance (COM), Reliability Centered Maintenance (RCM) - или ремонтов по предвидению (Predictive Maintenance - PdM) на основании непрерывного диагностического контроля за состоянием оборудования в процессе его работы или специальных испытаний при работе или во время простоя. Эта технология активно внедряется в различных отраслях техники, однако ее применение в энергетике в силу специфики энергетических объектов и условий их работы связано с решением целого ряда сложных проблем. То, что оказывается достаточно реально и эффективно для отдельных агрегатов или относительно простых систем, вызывает серьезные трудности применительно к сложным объектам с преимущественно длительно-непрерывным режимом работы и большим числом разнородных факторов, определяющих работоспособность, надежность и экономичность эксплуатации. Впрочем, эта тема заслуживает отдельного рассмотрения. В настоящее время, по-видимому, можно говорить о начале применения обслуживания по фактическому состоянию для энергетических ГТУ простого цикла. Для паротурбинных установок и, тем более, энергоблоков в целом эта задача пока по-прежнему находится в стадии теоретических проработок. Реально ставится задача, скорее, о более обоснованном планировании объема и сроков предупредительных ремонтов с учетом фактического текущего состояния оборудования.
На конференции IJPGC-2001 были представлены доклады по определению комплекса диагностических средств, позволяющих своевременно выявлять повреждения оборудования (в первую очередь, вращающегося), повышению надежности исходных эксплуатационных данных, характеризующих надежность работы оборудования, и созданию усовершенствованных вероятностных прогностических моделей для более обоснованного планирования ремонтного обслуживания паротурбинных установок с учетом текущего состояния. В частности, были представлены две прогностические модели для паротурбинных агрегатов, разработанные по программе, финансируемой Институтом исследований в электроэнергетике (ЕРШ): применительно к появлению усталостных трещин в рабочих лопатках ЦНД на основании чисто расчетных оценок и снижению экономичности ЦВД по данным текущего диагностического контроля за показателями состояния проточной части.
Вопросы контроля состояния турбин и экономически обоснованного планирования их ремонтного обслуживания тесно связаны с вопросами “тепловых испытаний” - оценки экономичности турбоустановки и ее отдельных компонентов на базе измерений на работающем оборудовании. Методология проведения таких испытаний, в первую очередь, - приемочных и гарантийных, регламентируется стандартами ASME - Performance Test Codes (РТС). В докладе представителя компании “Siemens Westinghouse”, входящего в состав специального комитета ASME по РТС, рассматриваются вопросы сертификации и аккредитации организаций, проводящих такие испытания. Следует отметить, что существенным фактором, который может значительно изменить саму организацию испытаний, повысить их точность и представительность, является использование оптических зондов, позволяющих измерять степень влажности пара и, тем самым, определять его теплосодержание, более точно контролировать тепловой процесс в ЦНД, диагностировать состояние его проточной части. В 1997 - 1998 гг. такой зонд, разработанный ЕРRI, прошел стендовые и промышленные испытания; в 2000 г. на него был получен патент США; в настоящее время рассматриваются возможности его использования при проведении испытаний и в повседневной практике эксплуатации (ЕРШ Seeks Additional Participants in Development of Probe. - Power Engineering, 2001, March). Доклад о разработке своего варианта комбинированного зонда для измерения влажности и скорости пара был представлен университетом города Штутгарт (Германия).
Компания “Siemens Westinghouse Power Corp.” представила также свои рекомендации по организации пусковой схемы и технологии пусков паротурбинной части современных парогазовых установок (ПГУ), включая и те, что создаются на действующих, реконструируемых ТЭС путем надстройки паровой турбины газотурбинными установками (ГТУ) с котлами-утилизаторами вместо демонтируемого котла. Для ПГУ трех давлений с промперегревом рекомендуется “трехбайпасная” пусковая схема со специальными дополнительными линиями прогрева клапанов ВД и СД и средствами пушкового ретуширования температур свежего и вторично перегретого пара. Турбина оснащается вычислительным устройством оценки температурных напряжений (Turbine Stress Evaluator) в наиболее термонапряженных элементах конструкции ЦВД и ЦСД, в первую очередь, роторов. График пушка считается оптимальным, если во все время пушка запасы до предельно допустимых значений вычисляемых разностей температур (пропорциональных температурным напряжениям в контролируемых элементах) поддерживаются на уровне, близком к нулю, но не становятся отрицательными .
Рекомендуемая технология пушка существенно отличается от практикуемой на ТЭС США с “обычными” паротурбинными энергоблоками, хотя во многом повторяет основные положения организации пусков энергоблоков, традиционные для ТЭС Европы и бывшего СССР. Если обычно в США прогрев клапанов ВД осуществляется при развороте турбины (через специальный байпас стопорных клапанов ВД), то согласно рекомендуемой технологии клапаны ВД и СД прогреваются перед подачей пара в турбину со сбросом пара в конденсатор. Регламентируются (в зависимости от предпусковой температуры металла элементов турбины) уровень температур свежего и вторично перегретого пара перед подачей в турбину, а также уровень температуры насыщения свежего пара и перегрев пара перед паровпускными органами СД и НД.
Разворот и нагружение турбины осуществляются регулирующими клапанами ВД и СД; при этом клапаны байпасов ВД и СД реализуют заданные программы повышения давления свежего пара и пара промперегрева, дополнительно контролируется температура пара на выхлопе ЦВД (не выше 500°С). Пар НД подается в турбину при нагрузке порядка 20% номинальной. В процессе нагружения полностью открываются регулирующие клапаны СД, затем закрываются клапаны на байпасах ВД и СД, в конце нагружения турбина переходит на работу со скользящим давлением при полностью открытых регулирующих клапанах ВД. В процессе нагружения регламентируется скорость повышения температур свежего и вторично перегретого пара, а нагружение турбины ведется исходя из наличия запаса по контролируемым разностям температур в наиболее термонапряженных элементах ВД и СД.
Применительно к приведенному реальному графику пуска из холодного состояния специально отмечается, что управление пуском не автоматизировано, запасы по контролируемым разностям температур в роторах ВД и СД далеки от нулевых значений, т.е. пуск не оптимален. Наряду с этим, следует отметить, что и сама рекомендуемая технология пуска оставляет возможности для дальнейшей оптимизации - в части, прежде всего, более глубокого регулирования температур свежего и вторично перегретого пара и более раннего закрытия байпасов турбины. Кроме того, поддержание запаса по контролируемым разностям температур металла более эффективно изменением скорости не нагружения, а повышения температур пара.
Помимо упомянутого доклада по технологии пусков паровых турбин и ряда докладов по котлам-утилизаторам, на секции ПГУ были представлены также два доклада по использованию цикла Калины вместо цикла Ренкина. В тепловом цикле, предложенном бывшим советским инженером Александром Исаевичем Калиной, в качестве рабочего тела используется водоаммиачная смесь, что повышает среднюю температуру на стадии нагрева и снижает потери тепла в окружающую среду с охлаждающей водой конденсатора и уходящими газами котла [Proceedings of the American Power Conference, vol. 55 (1993) и vol. 57 (1995), а также Лейзерович А. Ш. “57-я Американская энергетическая конференция” - Теплоэнергетика, 1996, № 8].
Многочисленные теоретические расчеты, проведенные для различных вариантов цикла, доказывают, что он дает существенный выигрыш в термическом КПД, а проектные проработки показывают, что для его использования не требуется создания каких-то принципиально новых видов оборудования - вполне могут быть использованы хорошо известные и широко применяемые технические решения и материалы. Наибольший выигрыш дает использование цикла Калины для установок с относительно низкой температурой горячего источника (в том числе, для геотермальных ТЭС, установок использования сбрасываемого тепла и др.); вместе с тем, расчеты показывают целесообразность использования цикла Калины и для паротурбинных установок высоких параметров, и для ПГУ с современными ГТУ.
Теоретические положения, заложенные в основу цикла Калины, были полностью подтверждены на примере демонстрационной установки мощностью 6 МВт “Canoga Park” в Калифорнии. В июне 2000 г. в Исландии была пущена первая геотермальная установка, работающая по циклу Калины. На конференции IJPGC- 2001 Королевским технологическим институтом Стокгольма (Швеция) были представлены расчетные исследования, показывающие более высокую экономичность ПГУ с использованием цикла Калины по сравнению с парогазовой ГТУ (“evaporative gas turbine”). Японский университет Waseda представил результаты экспериментальных исследований работы опытной паротурбинной установки мощностью 60 кВт с водоаммиачной смесью в качестве рабочего тела. Если предшествующий “пик” публикаций по циклу Калины пришелся на 1993 - 1995 гг., в ближайшее время вполне можно ожидать новой волны интереса к этой идее и ее практической реализации.
Похоже, что энергетическая конференция “ASME 2001 г.” обозначила некоторое смещение основных акцентов в паротурбинной тематике - не столько разработка новых решений, сколько их реальное воплощение на проектируемых, действующих и реконструируемых объектах.
