Стартовая >> Архив >> Генерация >> Повышение электрической мощности промышленно-отопительных ТЭЦ

Повышение электрической мощности промышленно-отопительных ТЭЦ

Осипенко Е. В., Баринберг Г. Д.

Для обеспечения потребителей технологическим паром на ряде ТЭЦ установлены турбины типа ПР с производственным отбором и отбором пара из противодавления для нужд теплофикации. В условиях спада производства эти турбины из-за ограничений или отсутствия потребностей в технологическом паре в зимний период работают со сниженной электрической мощностью, а в летний период вообще стоят, что ограничивает возможности ТЭЦ в выдаче электроэнергии.
Установленные на ТЭЦ турбины типа Т в большинстве случаев имеют ограничения по пропускной способности ступеней ЧЕ[Д, поэтому при малых тепловых нагрузках зимой и при их отсутствии летом они работают с расходом свежего пара менее номинального значения. Таким образом, и при эксплуатации турбин типа Т может быть дефицит электроэнергии.
В сложившихся экономических условиях стоимость электроэнергии, вырабатываемой на промышленных ТЭЦ, значительно ниже стоимости электроэнергии, предлагаемой энергосистемами. В этой ситуации промышленные предприятия, имеющие в своем составе ТЭЦ, пытаются найти необходимые решения по увеличению выработки электрической энергии, включая варианты установки нового оборудования.
В статье на примере Рудненской ТЭЦ рассматриваются пути повышения электрической мощности промышленно-отопительных ТЭЦ.
На ТЭЦ установлены три турбины с начальными параметрами пара 8,8 МПа, 500°С. До начала реконструкции ТЭЦ турбина ст. № 1 типа Т производства Брянского завода была переведена в режим противодавления по проекту ХФ ЦКБ Энергоремонта и имела электрическую мощность 40 МВт, турбина ст. № 2 типа Т производства того же завода имела электрическую мощность 35 МВт, противодавленческая турбина ст. № 3 типа ПР-25-90 производства ОАО ТМЗ имела электрическую мощность 25 МВт.
Паровая турбина ТР-55-90/1,6
Рис. 1. Паровая турбина ТР-55-90/1,6

Таким образом, реальная установленная мощность ТЭЦ составляла 100 МВт. В связи с указанной особенностью турбин выдавать эту мощность станция могла только при наличии большого потребления тепла и технологического пара, т.е. в зимний период.
Для выбора оптимального варианта увеличения электрической мощности при условиях ограниченного теплопотребления был объявлен тендер, в котором участвовали КазНИПИЭнергопром, фирма АВВ, ОАО Уралэнергоремонт и др. Предпочтение было отдано варианту реконструкции станции, предложенному ОАО Уралэнергоремонт.
При разработке варианта закладывались следующие требования: доведение электрической мощности до 204 МВт круглогодично; максимально возможное сохранение существующего оборудования с использованием заложенных резервов, что обеспечит снижение затрат на приобретение нового оборудования, уменьшение объема проектных и строительно-монтажных работ и сокращение продолжительности реконструкции; обеспечение экономичности на уровне конденсационных турбоустановок с начальными параметрами пара 8,8 МПа, 500°С; сохранение возможности ТЭЦ по покрытию требуемых тепловых нагрузок.
Реконструкция ТЭЦ осуществлялась в четыре этапа. На первом этапе в 1998 г. была выполнена реконструкция турбины ст. № 2 с увеличением расхода свежего пара с 270 до 290 т/ч. Повышение пропускной способности достигнуто за счет увеличения выходных площадей диафрагм ступеней давления 2-5 путем замены штатных диафрагм на диафрагмы с увеличенными высотами направляющих лопаток. При этом одновременно произведена замена рабочих лопаток этих ступеней на лопатки с увеличенной высотой.
В период реконструкции надбандажные уплотнения радиального типа были заменены на осерадиальные, которые обладают высокой экономичностью и надежностью, так как из-за значительных радиальных зазоров (до 4-5 мм) не изнашиваются в эксплуатации. Протечка пара в этих уплотнениях определяется осевыми зазорами. Высокая экономичность обеспечивается тем, что поток пара в каждом элементарном лабиринте поворачивается на 180°, а это снижает коэффициент расхода до 0,3 (против 0,8 для уплотнений радиального типа) [1]. Рабочие лопатки остальных ступеней были заменены на новые.
По расчетным данным выполнение этих мероприятий должно было обеспечить в турбине достижение максимальной электрической мощности 54 МВт и повышение тепловой нагрузки на 34 ГДж/ч. При эксплуатации ожидаемые результаты были не только обеспечены, но и превышены.
На втором этапе в 1999 г. была осуществлена реконструкция турбины ст. № 1 с увеличением расхода свежего пара с 270 до 305 т/ч. Для увеличения пропускной способности турбины были использованы те же технические решения по изменению геометрии ступеней давления 2-5. Одновременно в первую сопловую коробку было добавлено два сопла. В период реконструкции была полностью восстановлена проточная часть низкого давления, сервомотор НД и тепловая схема, обеспечивающая конденсационный цикл (конденсатор, эжекторы, конденсатные и сливные насосы).

Рис. 2. Графики зависимости электрической мощности турбины ТР-55-90/1,6 от расхода свежего пара и противодавления при начальных параметрах 8,8 МПа, 500°С:
цифры на кривых - противодавление, МПа

Кроме того, заменены надбандажные уплотнения радиального типа на осерадиальные, полностью заменены рабочие лопатки, восстановлены направляющие лопатки диафрагм, а также диафрагменные и концевые уплотнения. При этом максимальная электрическая мощность турбины достигла 58 МВт, а приращение тепловой нагрузки - 54 ГДж/ч.
На третьем этапе намечена реконструкция турбины ст. № 3 с увеличением расхода свежего пара с 240 до 310 т/ч. Повышение пропускной способности предполагается обеспечить за счет следующих мероприятий: увеличения числа сопл в сопловых коробках, высоты сопл регулирующей ступени; применения фальш-диафрагм ступеней давления 2-4, где удалены направляющие лопатки, вместо которых выполнены ребра жесткости, а рабочие лопатки в указанных ступенях срезаны [2]; увеличения выходных площадей диафрагм и рабочих лопаток ступеней давления 5 - 9 за счет увеличения высоты направляющих и рабочих лопаток.
Увеличение электрической мощности достигнуто не только за счет увеличения расхода свежего пара, но и в результате исключения производственного отбора пара, полной реконструкции ЧСД с установкой новых обойм, диафрагм, дисков, рабочих лопаток, что позволило (с учетом отборов пара на регенерацию) пропустить весь пар, поступающий в голову турбины.
В качестве ступеней 17-23 турбины ст. №3 применены проверенные в длительной эксплуатации ступени давления 15-21 ЧСД турбины типа Т-50/60-130 ОАО ТМЗ.
Также будут внедрены осерадиальные надбандажные уплотнения, восстановлены диафрагмы ступеней давления 10-16, заменены рабочие лопатки этих ступеней.
После проведения намеченной реконструкции ожидаемое повышение электрической мощности турбины ст. № 3 составит 30 МВт, а номинальная мощность достигнет 55 МВт. Турбина получила маркировку ТР-55-90/1,6 и показана на рис. 1, из которого видно, что имевшийся в турбине ст. № 3 байпасный регулирующий клапан отглушен и исключен из работы.
Для компенсации возросших паровых осевых усилий ступеней давления и сохранения надежности работы упорного подшипника увеличен думмис. Увеличение думмиса осуществлено горячей посадкой ряда втулок переднего концевого уплотнения турбины.
Для уменьшения потерь давления в тракте подвода пара к турбине в связи с увеличением расхода свежего пара и обеспечения высокой экономичности предполагается увеличение диаметра трубопровода его подвода.
Графики зависимости электрической мощности турбины ТР-55-90/1,6 от расхода свежего пара и противодавления при номинальных начальных параметрах пара 8,8 МПа, 500°С показаны на рис. 2. Из рис. 2 видно, что на ряде режимов работы электрическая мощность турбины выше номинальной. По условиям обеспечения надежности работы предотборных ступеней при малых величинах противодавления осуществлено ограничение свежего пара и электрической мощности, которое отражено на рис. 2 пунктирной линией.
В связи с увеличением расхода свежего пара возросло давление в камерах отбора пара на регенеративный подогрев питательной воды. Для обеспечения надежности ПВД питание ПВД № 1 будет осуществляться из камеры турбины после 16-й ступени давления (вместо камеры после 13-й ступени давления) и ПВД № 2 - из камеры после 13-й ступени давления (вместо камеры после 9-й ступени давления). В целях унификации оборудования ТЭЦ для турбины ст. № 3 на заводе “Электросила” заказан не выпускаемый в настоящее время генератор T3B-63 - аналог генераторов ст. № 1, 2, который устанавливается на фундамент старого генератора без его изменений.
Ввод турбоагрегата ТР-55-90/1,6 в эксплуатацию осуществлен в октябре 2001 г. Необходимо отметить, что турбоагрегат был остановлен для проведения реконструкции в начале мая 2001 г. На этот этап реконструкции было затрачено всего 5 мес. При номинальных параметрах пара 8,8 МПа, 500°С,    310 т/ч и противодавлении 0,16 МПа получена электрическая мощность 58 МВт вместо 55 МВт по расчету, что является следствием качественно выполненных работ по реконструкции турбины и капитального ремонта.
Для наиболее полного решения поставленной задачи по увеличению электрической мощности ТЭЦ в связи с резким сокращением теплового потребления возникла необходимость использования пара отопительных отборов турбин для выработки электрической мощности. Для этой цели предполагается использовать турбины мятого пара, установка которых предусмотрена на четвертом этапе реконструкции ТЭЦ. Намечена установка двух конденсационных турбин номинальной мощностью 17 МВт типа К-17-1,6 производства ОАО ТМЗ со ст. № 4, 5, питаемых паром отопительного коллектора ТЭЦ. Пар в коллектор поступает из отопительных отборов турбин ст. № 1, 2 и выхлопа турбины ст. № 3.
Во встроенный пучок конденсатора конденсационной турбины ст. № 4 предполагается завести подпиточную воду, что обеспечит дополнительное повышение эффективности ТЭЦ в результате ее реконструкции.
Следует отметить оригинальность конструкции новой турбины К-17-1,6, состоящей из трех ступеней и имеющей стопорную и регулирующую диафрагмы (вместо стопорного и регулирующего клапанов), расположенные внутри корпуса турбины, что делает ее компактной и упрощает компоновку турбоустановки [3]. В турбине К-17-1,6 для Рудненской ТЭЦ регулирующая первая ступень полностью унифицирована с 21-й ступенью турбины ПТ-140/165-130/15, вторая ступень давления полностью унифицирована с 28-й ступенью турбины Т-250/300-240, а последняя третья ступень практически полностью унифицирована с 25-й последней ступенью турбины Т-110/120-130.
Благодаря установке турбин мятого пара обеспечивается работа турбины ст. № 3 не только в отопительный, но и в летний период.
Принципиальная тепловая схема турбины типа К-17-1,6 показана на рис. 3. Важным техническим решением схемы является установка ПНД, который питается паром из отопительного коллектора, обеспечивает соответствующий нагрев конденсата, поступающего из конденсатора, и предотвращает перегрузку первых по ходу конденсата ПНД предвключенных турбин ст. № 1-3.
Необходимо отметить, что в процессе реконструкции все турбины оснащаются электрическими системами регулирования производства Турборемэнерго.
В целях минимизации затрат на проведение реконструкции с первой турбиной К-17-1,6 ст. №4 будет устанавливаться генератор ТВС-30, снятый с турбины ст. № 3. При этом генератор подвергнется реконструкции с переводом на воздушное охлаждение и исключением масляных уплотняющих подшипников. Для второй турбины К-17-1,6 ст. № 5 предполагается использовать реконструированный генератор ТВС-32.
тепловая схема турбины К-17-1,6
Рис. 3. Принципиальная тепловая схема турбины К-17-1,6:
СД - стопорная диафрагма; РД - регулирующая диафрагма; ЭУ - эжектор уплотнений; ЭО - эжектор основной; Д6 - деаэратор давлением 0,6 МПа; ПНД - подогреватель низкого давления

Для обеспечения повышенной потребности ТЭЦ в циркводе, обусловленной установкой двух конденсационных турбин К-17-1,6, проведена реконструкция градирни № 1 и в настоящее время
строится еще одна градирня с дополнительной насосной, циркводоводами и др.
Результаты эксплуатации турбин ст. № 1 - 3 вселяют надежду, что выполнение всех этапов реконструкции ТЭЦ и модернизации котельного оборудования позволит довести электрическую мощность станции до уровня выше 204 МВт круглогодично. Предполагается, что для этого и зимой и летом большая часть пара отопительных отборов турбин ст. №1,2 будет направляться в коллектор, а из последнего - в турбины К-17-1,6. Догрев сетевой воды до нужной температуры в зимний период предполагается осуществлять в пиковых водогрейных котлах.

Все работы выполняются на условиях генподряда, когда ОАО Уралэнергоремонт обеспечивает выполнение технико-экономического обоснования этапа работы, разработку проекта, комплектацию и поставку оборудования, проведение монтажных работ, наладку и сдачу оборудования в эксплуатацию.

Список литературы

  1. Баринберг Г Д. Осерадиальные бандажные уплотнения и их эффективность М.: ЦНИИТЯЖМАШ, 1988, вып. 1.
  2. Пат. 2131978 (Россия). Способ эксплуатации паровой турбины / Баринберг Г. Д. Опубл. в Б. И., 1999, № 17.
  3. Баринберг Г Д, Кортенко В. В. Повышение эффективности промышленно-отопительных ТЭЦ при снижении или прекращении отпуска технологического пара. - Теплоэнергетика, 2000, № 2.
 
« Повышение экономичности энергетических установок электростанций   Поддержка ветроэнергетики федеральными органами США »
электрические сети