CC BY
38
Ш$ Энергетика ___
А.Н.Кудряшов, Г.В.Манукян, В.В.Федчишин
Модернизация турбины АЕ@-25-66/4,5 ТЭЦ-1 ОАО ««ИРКУТСКЭНЕРГО»
При рассмотрении перспективы технического перевооружения тепловых электрических станций следует учитывать специфику теплоэлектроцентралей (далее - ТЭЦ), которые, в отличие от конденсационных электрических станций, связаны с потребителями тепловой энергии сложными и дорогостоящими коммуникациями. С учетом значительной доли ТЭЦ в общем балансе установленной мощности и выработки электроэнергии ТЭС техническое перевооружение ТЭЦ становится одной из актуальных задач,
Анализ показателей работы ТЭЦ-1 ОАО «Иркутскэнерго» свидетельствует о постоянном снижении отпуска теплоты, в том числе из отборов паровых турбин. Общее снижение потребления теплоты отборов вызвано различными причинами, в том числе развитием собственных источников теплоснабжения у потребителей. Однако наиболее существенной причиной является снижение потребности в производственном паре Ангарской нефтехимической компании - основного потребителя ТЭЦ-1. Теплоэлектроцентраль, строившаяся с учетом прежних производственных масштабов этого предприятия, вынуждена сокращать производство и отпуск теплоты. Вследствие этого снижаются коэффициенты использования установленной мощности, экономические и другие эксплуатационные показатели.
Естественно, что при спаде промышленного производства резко сокращается использование противодавленческих турбин, вплоть до полной их остановки из-за невозможности использовать отработавший пар; простаивающее оборудование не приносит финансовой отдачи, в связи с чем существенно увеличиваются издержки электростанций на его содержание и ремонт, а также на уплату налога на имущество. Поэтому вопрос о вводе оборудования в строй при возрастании энергопотребления и необходимости крупномасштабного технического перевооружения стоит особенно остро и является первоочередным.
За последние 12 лет было демонтировано 3 турбины АЕв-25, что снизило электрическую и тепловую мощности ТЭЦ-1 соответственно на 75 МВт и 930 ГДж/ч, взамен же не было установлено ни одного нового агрегата. Оставшимся двум турбинам АЕО (ТГ ст. №№ 4, 5) разрешена эксплуатация соответственно ТГ ст. № 5 - не более 367000 ч (по данным капитального ремонта 1999 г.), тогда как наработка на 30.02,2003 г. составила примерно 359000 ч, и ТГ ст. №4 - не более 370000 ч. Ввиду того, что ТГ ст. № 5 разрешено эксплуатировать всего лишь 8000 ч, в целях продления допустимого срока эксплуатации предлагаются варианты его модернизации.
Целесообразно подчеркнуть, что основным фактором, ограничивающим дальнейшую эксплуатацию турбины, является неудовлетворительное состояние цилиндра высокого давления (ЦВД), а точнее химические и механические повреждения проточной части. По сравнению с ЦВД, состояние цилиндра низкого давления (ЦНД) намного лучше, хотя имеются язвины на лопатках последних ступеней. Кроме того, к ЦНД не предъявляются такие жесткие требования как к ЦВД (во время капитального ремонта ЦНД проходит только визуальный осмотр, тогда как из ЦВД дополнительно берут пробы металла для проведения металлографического исследования). По предварительным оценкам ЦНД можно еще эксплуатировать 48000-60000 ч (примерно 7-10 лет).
С другой стороны, годовая наработка турбины Р-25 (ТГ ст. №7) в среднем составляет 5000ч/год, тогда как эта турбина является самой экономичной из установленных на ТЭЦ. Причиной этого, в основном, является работа ТГ №7 только по тепловому графику (не имеет конденсатора) и при спаде нагрузки по пару с давлением 2,0 МПа, турбину приходится останавливать.
Единым мероприятием для всех вариантов модернизации является демонтаж ЦВД ТГ ст. №5 с последующей переустановкой автомата безопасности с переднего стула на средний и пересадкой главного масляного насоса (ГМН) на вал ротора ЦНД. Ниже приведены варианты модернизации.
1. Подача пара на турбину из коллектора пара с давлением 2,0 МПа. В этом случае начальные параметры на входе в ЦНД будут соответственно Р0 =1,98-2,05 МПа, Г0 =315-330 °С.
2. Демонтаж ТГ ст. №7 с прежнего места и установка рядом с ТГ ст. №5. В этом случае часть пара из выхлопа ТГ ст. N27 будет поступать на ТГ ст. №5, а остальная часть - в коллектор пара 2,0 МПа. При останове ТГ ст. №5 весь пар можно будет подавать в коллектор, При таком расположении ТГ ст. №№ 5,7 будут выдерживаться максимальные параметры пара (Р0 =2,1 МПа; t0 =335-365 °С) на входе в ЦНД. Температуру пара можно регулировать путем изменения расхода питательной воды в ороситель, расположенный в выхлопном патрубке ТГ ст. №7.
3. Подвод пара от ТГ ст. №7 без изменения его местонахождения. Существенным недостатком является пониженное давление по сравнению с остальными вариантами (Р0 =1,8-1,9 МПа).
Ш Энергетика
Четвертый и пятый варианты представляют собой комбинацию вариантов 1 и 2, 1 и 3 соответственно, В этих вариантах ТГ ст. №5 питается из коллектора при останове или недопустимом понижении параметров Пара за ТГ ст. №7.
6. Использование существующих стопорных и регулирующих клапанов ЦВД, а также обводное парораспределение. Последнее достигается путем переустановки обратного клапана 2-го отбора и установки соплового аппарата. Недостатком является наименьший расход пара (по сравнению с вышеизложенными вариантами) в ЦНД, из-за ограничения пропускной способности клапанов,
Основные технико-экономические показатели вышеизложенных вариантов сведены в таблицу. Далее приводится определение мощности ЦНД до и после модернизации.
До модернизации начальные параметры на входе в ЦНД: Р0 =2,35 МПа, Г0 =385 °С, =0,1290 м3/кг;
Рк =8 кПа. После модернизации; Р1 =2,1 МПа, ^ =320 °С, v1 =0,1216 м3/кг. Давление пара за турбиной не изменяется и составляет Рк =8 кПа.
Вначале определяем расход пара при изменении начальных параметров из уравнения Стодолы-Флюгеля:
где - расход пара в ЦНД до реконструкции, т/ч; - расход пара в ЦНД после реконструкции, т/ч; Р0 - давление пара на входе в ЦНД до реконструкции, МПа; Р} - давление пара на входе в ЦНД после реконструкции, МПа; V0
- объем пара на входе в ЦНД до реконструкции, м3/кг; - объем пара на входе в ЦНД после реконструкции, м3/кг; Рк - давление в конденсаторе, МПа.
После определения расхода определяем мощность ЦНД по формуле
иг = ~ [во ■ По'д -нцщ+ (С0 - ) • Н'цнй ■ пГ + (о, - - опнд) ■ Н"тд ■ пГ} .(2)
где Ыц - мощность турбины до модернизации, МВт; Опнд - расход пара в подогреватель низкого давления (ПНД), т/ч; Т]^нд - относительный внутренний КПД цилиндра низкого давления (ЦНД); т]4^ - относительный внутренний КПД части среднего давления (ЧСД); - относительный внутренний КПД части низкого давления (ЧНД); Н цнд
- располагаемый теплоперепад с первой до 15-ой ступени (до реконструкции), кДж/кг; Н'цнд - располагаемый теп-
лоперепад с 15-ой до 17-ой ступени (до реконструкции), кДж/кг; Н"цнд ~ располагаемый теплоперепад с 17-ой до
последней ступени (до реконструкции), кДж/кг.
Таким же образом по формуле (2) определяем мощность ЦНД после модернизации. Известно, что пропускная способность стопорного клапана (СК) ЦВД по острому пару (Р0 =6,9 МПа, (0 =485 °С и v0 =0,05066 м3/кг) составляет О =150 т/ч. Используя уравнение неразрывности, пропускную способность СК ЦВД по пару с параметрами Р0 =2,0 МПа, =320 °С и у0 =0,1281 м3/кг, рассчитаем по формуле
-, (3)
где О0 - расход пара в ЦНД до реконструкции, т/ч; у0 , - объем пара на входе в ЦНД до реконструкции, м3/кг; Т7 -пропускное сечение СК ЦВД, м2; с - скорость пара на входе в СК, м/с.
По величине ^ • с определяем пропускную способность СК ЦВД (по пару 2,0 МПа).
Следует отметить, что расчеты выполнены по отношению к номинальным расходам пара 130 и 150 т/ч, при расходе в регулируемый отбор 0Ъотб =70 т/ч и параметрах пара Р0 =2,35 МПа, ¿0 =385 °С.
При сравнительной оценке вышеизложенных вариантов модернизации турбины АЕС-25, предпочтение с технической точки зрения отдается варианту 4, а с экономической - варианту 5. Вариант модернизации 6 с использованием имеющихся СК и РК цилиндра высокого давления, целесообразно использовать только при минимизации затрат, однако мощность турбины в этом случае будет наименьшей из-за ограничения пропускной способности клапанов, Кроме того, оборудование, установленное на ТЭЦ-1, нуждается в более «мягкой» эксплуатации и оптимизации режимов работы отдельных, наиболее старых турбо- и котлоагрегатов, К таким мероприятиям можно отнести моторный
Энергетика
Технико-экономические показатели вариантов модернизации
Вариант Температура пара на входе в ЦНД, °С Давление пара на входе в ЦНД, МПа Расход пара, т/ч Мощность, МВт Сметная стоимость, руб. Расход пара в 3-й отбор, т/ч
1. Подача пара на турбину из коллектора пара 2,0 МПа. 315-330 (320*) 1,95-2,0 (1,95*) 113,3/ 130,9 8,06/ 9,96 605200 70
2. Демонтаж ТГ ст. №7 с прежнего места и установка рядом с ТГ ст. №5 335-365 (360*) 2,05-2,1 (2Д*) 106,6/ 123 9,8/ 11,24 1256000 70
3. Подвод пара из ТГ ст, №7 без изменения его местонахождения 325-350 (340*) 1,8-1,9 (1,9*) 1101 126,6 8,6/ 10,6 596700 70
4. Демонтаж ТГ ст. №7 с его прежнего места и установка рядом с ТГ ст, №5, а также установка резервной линии подачи пара с коллектора пара 2,0 МПа 335-365 [315-330] 2,05-2,1 106,6 [113,3] 9,8 (8,06*) 1476000 70
5. Подвод пара из ТГ-№7 без изменения его местонахождения и установка резервной линии подачи пара из коллектора пара 2,0 МПа 325-350 [315-330] 1,8-2,0 110 [106,6] 8,6 (8,06*) 622855 70
6. Использование имеющихся стопорных и регулирующих клапанов ЦВД, а также обводного парораспределения 315-360 (360*) ' 1,8-2,1 (2,1*) 90,8 7,2 350000 70
параметры пара, по которым был выполнен расчет для конкретного варианта.
режим работы турбогенератора, который применяется для того, чтобы избежать необходимость прохождения критического числа оборотов турбины (1400-1500 об/мин.) при пусках и остановах и т.д.
Результаты данного анализа вариантов модернизации турбин AEG были рассмотрены на техническом совете ТЭЦ-1. В настоящее время прорабатывается технический проект модернизации ТГ ст. №5 с согласованием конструкторских расчетов с Ленинградским металлическим заводом (г. Санкт-Петербург), определяется степень его участия в проекте.
Библиографический список
1. Бенесон Е.И., Иоффе АС, Теплофикационные паровые турбины. - М,: Энергоатомиздат, 1986,
2, Кортенко В,В., Баринберг Г.Д, Теплофикационные паровые турбины для реконструкции, расширения и создания новых ТЭЦ II Теплоэнергетика, - 1996. - №1. - С. 40-45,
3. Баринберг Г,Д., Кортенко В.В, Повышение эффективности промышленно-отопительных ТЭЦ при снижении или прекращении отпуска технологического пара II Теплоэнергетика, - 2000, - №2. - С. 11-15,
4, Воронин В,П„ Романов А,А. Некоторые направления технического перевооружения теплоэлектроцентралей II Теплоэнергетика, -2002, - №12, - С. 3-7.
