Огурцов А.П. Паровые турбины ЛМЗ сверхкритических параметров

Подождите немного. Документ загружается.

Рисунок 16.9. Температура пара по

высоте лопатки последней ступени

ЦНД турбины при работе

на холостом ходу:

359

Рк=17 кПа; 2-Рк=21 кПа.

При работе на холостом хо-

ду объемный пропуск пара через

последние ступени настолько мал,

что происходит только частичное

заполнение лопаточных каналов «активным» потоком пара. При этом

основная масса этого потока заполняет только периферийную часть

лопаточных каналов последних ступеней. Корневая часть каналов ра-

бочих лопаток этих ступеней на режимах малых расходов работает с

отрицательной реакцией. Поэтому при движении основного потока по

периферийной части каналов в сторону выхлопа, у корневой части пар

движется со стороны выхлопного патрубка в проточную часть. Этот

обратный поток пара со стороны конденсатора, содержащий капельки

влаги, приводит к снижению температуры в зоне последней ступени.

Часть капель, отбрасываемых к периферии, смешивается с основным

потоком, охлаждая его. При давлении до 16,7 кПа состояние потока за

ступенью на всех радиусах остается близким к насыщению, так как

количества теплоты в прямом потоке недостаточно для превращения в

пар влаги, подсасываемой из конденсатора. С ростом давления на вы-

хлопе растут потери на трение и вентиляцию в ступени, причем этого

тепла становится достаточно не только для испарения капель влаги, но

и для дальнейшего перегрева пара. Поэтому температура пара су-

щественно возрастает.

Рисунок 16.10. Изменение тем-

пературы пара за последней ступе-

нью ЦНД турбины К-300-240 на

холостом ходу при отключении и

включении в работу БРОУ со

сбросом пара в верхнюю часть

конденсатора:

I, II—отключение и включение

сброса пара

Таким образом, тепловое состояние ЦНД на холостом ходу в

значительной степени зависит от обратного потока пара со стороны

конденсатора в проточную часть (рис. 16.10). Наличие в этом потоке

взвешенных капель влаги благоприятно влияет на тепловое состояние

ЦНД, поэтому при работе сбросных устройств, направляющих пар от

котла в конденсатор турбины, возможна длительная работа турбин на

холостом ходу. В противном случае наблюдается резкое повышение

температур на выхлопе свыше 200° С и длительность холостого хода

ограничена несколькими минутами даже в условиях хорошего вакуума.

Однако и в случае наличия обратных потоков взвешенных капель воды

работа турбины на холостом ходу при давлениях в конденсаторе более

16,7 кПа вызывает интенсивный рост температуры пара в последней

ступени и выхлопе ЦНД (рис. 16.11).

Рисунок 16.11. Температура пара

по проточной части ЦНД турбины

К-300-240 при различном

давлении в конденсаторе:

1-температура пара перед

ЦСД 470

С; 2-то же 380

С.

Наличие обратного потока влажного пара в последней ступени

может приводить к эрозионному износу выходных кромок рабочих ло-

паток последних ступеней, что необходимо учитывать в практике экс-

плуатации турбин К-300-240.

По опыту эксплуатации головных турбин К-300-240 выпол-

нялись мероприятия по повышению надежности рабочих лопаток от-

дельных ступеней; введены утолщения шипов для крепления бандажей,

утолщения в районе отверстий для демпферных связей, изменены чис-

ло сопловых лопаток в некоторых диафрагмах, материал демпферных

связей, введена напайка защитных стеллитовых пластин с помощью

токов высокой частоты, применена электронно-лучевая сварка лопаток

регулирующей ступени в пакеты. Выполненные мероприятия позволи-

ли обеспечить высокую надежность работы облопачивания всех ци-

линдров и, в том числе, ЦНД. Целый ряд турбин уже отработал более

100 тыс.ч. и не имеет повреждений облопачивания. Вместе с тем опыт

длительной эксплуатации показал, что на отдельных электростанциях

происходили поломки лопаток трех последних ступеней ЦНД.

Поломки лопаток 3-й и 4-й ступеней и иногда 5-й были связаны

с неудовлетворительным водно-химическим режимом на отдельных

электростанциях. Присущие в паре агрессивных примесей и отложение

их на лопатках, особенно на 3-й и 4-й ступенях, находящихся в зоне

фазового перехода, приводит к образованию коррозионных поврежде-

360

361

ний деталей и к снижению конструктивного предела выносливости.

Кроме того, отложения приводят к нарушению нормальной работы

демпферных связей, что повышает уровень динамических напряжений

в лопатках. Для повышения надежности облопачивания третьих и чет-

вертых ступеней ЦНД на этих электростанциях произведена замена

стальных демпферных связей на титановые, менее подверженные кор-

розии и эрозии.

Поломки рабочих лопаток пятых ступеней ЦНД происходили

также из-за эрозионного повреждения выходных кромок. Специ-

альными исследованиями было установлено, что конструктивный пре-

дел выносливости эродированных лопаток снижается в 3 раза. С целью

снижения эрозии выходных кромок был проведен ряд испытаний по

выяснению источников избыточной капельной влаги в зоне последних

ступеней с температурным контролем этой зоны и визуальными на-

блюдениями за потоками в выходных патрубках. По результатам этих

испытаний была произведена реконструкция сбросов воды в конденса-

тор, усовершенствованы пароприемные устройства, режимы пуска,

введено автоматическое управление или ограничение впрысков кон-

денсата в пароприемные устройства, разработана методика контроля и

ремонт подвергшихся эрозии лопаток. После принятых мер поломки

рабочих лопаток, связанные с эрозией выходных кромок, прекратились.

Опыт эксплуатации также показал, что надежность работы рабо-

чих лопаток последних ступеней в значительной степени определяется

выполнением инструкций по эксплуатации турбин в части допустимых

значений вакуума в конденсаторе. Поэтому заводом были разработаны

более жесткие нормы по вакууму при наборе частоты вращения, работе

турбин на холостом ходу и под нагрузкой.

16.2. ТУРБИНЫ К-800-240.

Двухвальный агрегат мощностью 800 МВт был пущен в экс-

плуатацию в ноябре 1967г. на Славянской ГРЭС и к настоящему вре-

мени отработал более 100 тыс. ч. Выпуск этой турбины с мощностью,

в 2,6 раза превышающей мощность освоенных к тому времени турбин

300 МВт, потребовал отработки в эксплуатации целого ряда новых

конструктивных решений для турбин этой серии. Однако мероприятия,

выполненные при освоении турбин К-300-240, в значительной степени

сократили сроки освоения этих турбин.

Из новых явлений, обнаруженных на турбине этого типа, была

низкочастотная вибрация валопровода, которая представляет собой

прецессию ротора вокруг равновесного положения с частотой, близкой

к первой критической. Возникновение прецессии ротора связано с по-

терей устойчивости его движения в результате действия различного

рода сил, появляющихся при отклонении валопровода от равновесного

положения.

362

На основании проведенных расчетных и экспериментальных ис-

следований было установлено, что значения сил парового возбуждения

определяются не абсолютными размерами радиальных зазоров в над-

бандажных уплотнениях, а отношением этих зазоров к осевым; устой-

чивость ротора в наибольшей степени растет с увеличением его крити-

ческой частоты вращения и внешнего демпфирования; зона устойчивой

работы даже весьма гибкого ротора может быть существенно расшире-

на, если применить подшипники с подвижными опорными сегментами.

В этом случае устойчивость ротора обусловливается демпфированием в

подшипнике. На основании этих исследований и ряда испытаний, про-

веденных на модельных установках и на натурных турбинах, были соз-

даны конструкции виброустойчивых подшипников, определены грани-

цы устойчивости, и применительно к турбинам мощностью 800 МВт и

выше эта проблема была решена.

На основе опыта, полученного на двухвальной турбине мощно-

стью 800 МВт, была создана одновальная турбина этой мощности. Она

также установлена на Славянской ГРЭС, пущена в эксплуатацию в

1971г. и уже отработала более 100 тыс.ч. В дальнейшем была выпуще-

на серия одновальных турбин мощностью 800 МВт, которые успешно

работают на Запорожской, Углегорской, Рязанской ГРЭС.

При эксплуатации этих турбин встречались следующие неис-

правности:

9 выпадение обоймы регулирующей ступени; для повышения на-

дежности вместо обоймы выполняется цельнолитой козырек заодно

с внутренним цилиндром;

9 трещины в цельнофрезерованном бандаже лопаток регулирую-

щей ступени; введены специальные демпферные вставки в бандаж;

9 отказы при включении быстроходных ВПУ, связанные со значи-

тельными усилиями и моментами от трубопроводов холодного и го-

рячего промперегрева, приложенными к корпусам турбины, вызы-

вающими расцентровки и рост момента трогания валопровода; для

устранения этого была выполнена установка тихоходного валопово-

ротного устройства, которое включается параллельно быстроход-

ному и служит для него в качестве стартера.

Одной из важных проблем при освоении турбин мощностью

800 МВт явилась проблема осевых расширений при пусках и работе

под нагрузкой. Эта проблема связана также, с одной стороны, с влия-

нием паропроводов и нагрузок от них на цилиндры турбин, с другой-

с большими силами трения в опорных поверхностях корпусов подшип-

ников турбины. Для улучшения условий тепловых перемещений вы-

полняется ряд мероприятий, позволяющих обеспечить свободу осевых

тепловых расширений турбины:

9 определение и выравнивание весовых нагрузок на лапы цилинд-

ров с помощью специальных динамометров;

363

9 применение пружинных амортизаторов для снижения весовых

нагрузок на корпуса подшипников;

9 снижение сил трения в опорных поверхностях корпусов под-

шипников путем применения различных смазок, в частности специ-

альной насты ВТИ-ЛМЗ, а также применение специальных пласт-

масс с низким коэффициентом трения.

В настоящее время заводом выпускается новая модификация

турбин 800 МВт типа К-800-240-5. В этих турбинах применены: модер-

низированная проточная часть ЦНД повышенной экономичности; но-

вые усиленные сегменты сопл ЦВД, надбандажные уплотнения ЦВД;

новая система гидроподъема роторов; блоки стопорных и регулирую-

щих клапанов; боковые трубы большего диаметра вместо четырех па-

роперепускных труб из ЦСД в ЦНД; секционирование конденсатора,

что обеспечивает более глубокий средний вакуум; все сбросы воды в

нижнюю часть конденсатора; автоматическое управление конечными

впрысками конденсата в пароприемные устройства; смешивающие

ПНД-1 и ПНД-2 и ряд других усовершенствований. С турбиной также

поставляется комплект новой аппаратуры контроля механического со-

стояния турбины, включая современную аппаратуру контроля вибра-

ции. Автоматизация дискретных операций управления турбоустанов-

кой (включение и отключение оборудования) предусматривается по

функционально-групповому методу.

Турбины этого типа успешно работают на Сургутской, Пермской

и Березовской ГРЭС.

16.3. ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ И

ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ТУРБИН В

ЭКСПЛУАТАЦИИ.

Ввод в эксплуатацию большого числа энергетических блоков по-

требовал совершенствования методики оценки надежности и эффек-

тивности их работы. Применявшаяся различными организациями мето-

дика отличалась как количественно, так и качественно и была недоста-

точно разработана в части показателей работы отдельных видов обору-

дования блоков. Поэтому ЛМЗ создал приведенную ниже методику

оценки надежности и эффективности работы турбин, и энергетических

блоков применявшуюся в практике анализа работы турбин К-300-240 и

блоков с этими турбинами в процессе освоения.

Необходимо различать показатели надежности и эффективности

работы блока в целом и отдельных видов его основного оборудования,

например турбин в частности. Это позволяет оценить надежность от-

дельных элементов блока, выделить менее надежные и своевременно

принять меры по их доводки.

К показателям, определяющим надежность и эффективность ра-

364

боты блока в целом за исследуемый период времени, определяется:

9 выработка электроэнергии Э (кВт ч);

9 продолжительность работы Т (ч);

9 средняя нагрузка Nср (МВт);

9 максимальная нагрузка, которая была на блоке в исследуемый

период Nмакс (МВт);

9 средняя продолжительность рабочей кампании Тср==Тр/n, где

n—число остановок блока за исследуемый период времени.

9 максимальная продолжительность непрерывной рабочей кампа-

нии за исследуемый период—Тмакс (ч);

9 коэффициент использования календарного времени

Кк=Тр/Тк*100%, где Тк-календарное время исследуемого

периода, (ч);

9 коэффициент использования рабочего времени

Кр=Тр/(Тк-Тпо)100%, где Тпо—время плановых остановок, к кото-

рым относятся остановки блоков на капитальный и текущий ремон-

ты, в резерв, для проведения реконструкции оборудования и для

проведения испытаний, ч;

9 коэффициент использования установленной мощности в кален-

дарное время К

к=Э/(Nном*Тк)100%, где Э—выработанная элек-

троэнергия за исследуемое время, кВт-ч; Nном-номинальная мощ-

ность блока, кВт;

9 коэффициент использования установленной мощности в рабочее

время К

р=Э/(Nном(Тк-Тпо))100%;

9 коэффициент готовности блока в календарное время К

бл

к=(Тк-

Трем)/Тк*100%, где Трем-время ремонтов оборудования блока, не

позволяющих осуществлять выработку электроэнергии;

9 коэффициент готовности блока в рабочее время К

бл

р=(Тк-

Трем)/(Тк-Тпо)•100%.

9 Перспективным для оценки надежности и эффективности рабо-

ты блоков является коэффициент готовности блока к выработке

электроэнергии в календарное время

блэ

к=(NномТк-ΔЭ)/NномТк*100%, где ΔЭ—недовыработка элек-

троэнергии из-за ремонтных простоев и аварийных снижений (огра-

ничений) нагрузки, кВт-ч;

9 Коэффициент готовности блока к выработке электроэнергии в

рабочее время вычисляется как К

=(NномТк-ΔЭ)/Nном(Тк-

Тпо)•100%.

Для оценки надежности и эффективности работы турбин приме-

нялись следующие показатели:

3 коэффициент готовности турбин в календарное время

к=(Тк-Трем)/Тк*100%, где Трем-продолжительность всех видов

ремонта турбины за данный период, требующих ее останова;

3 коэффициент готовности турбин в рабочее время

365

1т

к=(Тк-Трем)/(Тк-Тпо)•100%;

3 количество вынужденных остановок блока из-за турбины на

1000 ч работы под нагрузкой n

/Тр*1000, где п

—количество вы-

нужденных остановок блока из-за турбины; этот показатель соот-

ветствует применяемому в ряде отраслей показателю «число отка-

зов на 1000 ч работы»;

3 коэффициент аварийности турбин Кав=Твт/Тк*100%, где Твт—

продолжительность вынужденного аварийного простоя турбин.

Исходные данные для вычисления указанных выше показателей

эффективности работы блоков и турбин завод получал ежемесячно от

электростанций по обычным формам их отчетности, а также контроли-

ровал по ежесуточным сводкам, получаемым от своих шеф-инженеров.

Следует отметить, что правильный учет эксплуатационных дан-

ных, необходимых для оценки надежности и эффективности турбин и

блоков, требует получения доброкачественных статистических данных

с электростанций. При этом в применяемых формах статистической

отчетности должны быть четкие вопросы, на которые должны быть

получены четкие ответы. Это потребовало уточнения применяемой на

ТЭС и заводами-изготовителями оборудования терминологии, границ

поставки оборудования, более четкой классификации аварийных оста-

новок, более строгого учета времени ремонта отдельных видов обору-

дования блоков и т.д.

Вычисление показателей работы турбин ЛМЗ и блоков с этими

турбинами производится ежемесячно и обобщается по итогам работы

за каждый квартал, полугодие и год в виде таблиц. Например, ниже

представлены показатели эффективности работы одного из блоков с

турбиной К-300-240 ЛМЗ за год эксплуатации.

Выработка электроэнергии, млн. кВт-ч ................................................. 1741

Продолжительность работы, ч................................................................ 8116,3

Коэффициент использования календарного времени, %.......................... 92,5

Коэффициент использования рабочего времени, %.................................. 96,4

Коэффициент использования установленной мощности

в календарное время, % .............................................................................. 66

Коэффициент использования установленной мощности

в рабочее время, %....................................................................................... 68,7

Коэффициент готовности турбины в календарное время, % ................. 100

Средняя нагрузка, МВт.............................................................................. 214

Максимальная кампания, ч ..................................................................... 3213

На основании данных, приведенных в таких таблицах, по каж-

дому блоку вычисляются средние показатели по всем работающим

блокам и турбинам за соответствующий период работы. Изменение

показателей по годам в процессе доводки наглядно изображается в виде

графиков.

366

Необходимо отметить, что усреднение показателей по блокам в

зависимости от года эксплуатации является более представительным,

чем усреднение по блокам с различными периодами эксплуатации.

Особенно это важно в период освоения нового типа оборудования бло-

ков.

Данные по остановам блоков из-за турбин дополнительно анали-

зируются с помощью таблиц, позволяющих вести учет аварийных эле-

ментов турбин и доводить его до конструкторов и исследователей.

Применение представленной методики оценки надежности и

эффективности работы турбинного оборудования энергетических бло-

ков позволяет заводу проводить систематический анализ состояния

доводки и освоения турбин в эксплуатации.

Накопление данных по надежности турбин в эксплуатации и

обобщение их зависимости от параметров свежего пара, мощности,

конструкции и других характеристик при достаточной полноте исход-

ных статистических показателей эксплуатации позволяет ориентиро-

вочно прогнозировать надежность и эффективность турбин новых ти-

пов на стадии их проектирования, что необходимо для оценки надеж-

ности и эффективности электростанций с блоками, в которых примене-

ны турбины нового типа.

О высокой надежности одновальных турбин мощностью

800 МВт свидетельствует опыт многолетней работы первой такой тур-

бины на Славянской ГРЭС: за 13 лет работы (90 тыс. ч) было всего 17

вынужденных остановов блока из-за останова турбины общей продол-

жительностью 618 ч., т.е. коэффициент аварийности турбины за этот

период в среднем составил 0,7%, простой блока за год в связи с оста-

новкой турбины в среднем двое суток. Остановки блоков 800 МВт по

вине турбин, как правило, очень редкие: так, например, в 1984 г. на

всех блоках было всего девять остановок суммарной продолжительно-

стью 712 ч, пять блоков 800 МВт не имели остановок по вине турбин,

т.е. эти турбины имели коэффициент готовности 100%. В 1984 г; по

турбинам К-800-240-3 наработка на отказ составила 13697 ч. и коэффи-

циент готовности 99,4%.

Опыт освоения новых типов паровых турбин в эксплуатации,

разработка и внедрение различных мероприятий по доводке турбин и

повышению их характеристик позволяют сделать следующие выводы.

1. Перечень испытаний и доводочных работ на головных турби-

нах возрастает по мере роста мощности и параметров свежего пара.

При этом существенно возрастают количество занятого этими работа-

ми персонала, а также стоимость испытаний и расходов на доводочные

работы.

2. Переход к новым, более высоким мощностям и параметрам

пара в паротурбиностроении приводит к новым, ранее не известным

проблемам, возникающим в период освоения новых турбин в эксплуа-

367

тации на электростанциях. Своевременное исследование и решение

этих проблем требует подготовки соответствующих измерений на го-

ловных образцах турбин. С этой целью необходимо в процессе подго-

товки к вводу в эксплуатацию головного образца, учитывая особенно-

сти его конструкции, заблаговременно разрабатывать комплекс соот-

ветствующих испытаний, а также программы и методику их проведе-

ния.

3. В проекты головных блоков необходимо включить разработку

специальных схем измерений с установкой первичной и вторичной ап-

паратуры, позволяющей обеспечить необходимые измерения согласно

намеченным программам.

4. В процессе монтажа головных образцов паровых турбин

должна быть установлена первичная и вторичная оснастка, предусмот-

ренная проектом экспериментальных измерений в соответствии с про-

граммами пусконаладочных и исследовательских работ.

5. В процессе пусконаладочных работ на оборудовании голов-

ных блоков необходимо обеспечить предоставление соответствующих

режимов работы турбины, обеспечивающих выполнение всего ком-

плекса испытании, предусмотренных программами. Для проведения

испытаний следует обеспечить работу турбин в период доводки не по

диспетчерскому графику, а по режимам испытаний, так как задержка в

предоставлении опытных режимов может привести к выходу из строя

измерительной оснастки и необходимости ее восстановления.

6. Успешное проведение пусконаладочных работ и испытаний

требует высокой квалификации специалистов, проводящих основные

работы. В состав бригад по турбине обычно входят специалисты по

гидравлической и электрической части системы регулирования, по ре-

жимам эксплуатации, по тепловой наладке, по наладке общего вибра-

ционного состояния, по контрольно-измерительным приборам и авто-

матике.

7. Основной комплекс испытаний и доводочных работ необхо-

димо проводить на двух-трех первых турбинах, с тем, чтобы получить

основные данные по качеству турбины до запуска этого типа в боль-

шую серию, так как по результатам испытаний могут быть разработаны

мероприятия, которые потребуют изменения в конструкции, что при-

дется проводить уже на изготовленных турбинах.

8. Создание турбин новых типов кроме процесса проек-

тирования, изготовления и монтажа включает также процесс доводки в

эксплуатации. Важность проведения этих работ по освоению, и в воз-

можно короткие сроки, в значительной степени определяет качество

созданной турбины и перспективность широкого применения турбин

этого тина.

9. Опыт, полученный при испытаниях головных образцов турбин

данного типа, позволяет повышать качество турбин, находящихся в

368

стадии проектирования, избежать повторения недостатков в их конст-

рукции и сокращать сроки их освоения.