Проектирование паровых турбин АО «УТЗ» для повышения эффективности ПГУ

А. Ю. Култышев (к.т.н.), М. Ю. Степанов, Е Поляева – АО «Уральский турбинный завод»

Повышение эффективности электростанций за счет применения современного оборудования, отвечающего высоким требованиям рынка, всегда было одной из основных задач в энергетике. Решение этой задачи актуально и в настоящее время, несмотря на наличие некоторого профицита мощностей в стране. АО «Уральский турбинный завод» (УТЗ) имеет богатый опыт проектирования паровых турбин как для традиционных паросиловых блоков, так и для парогазовых установок (ПГУ), являющихся перспективным направлением повышения эффективности электростанций [1–5].
За последние шесть лет реализован ряд проектов по созданию турбин, работающих в составе ПГУ. Так, с 2009 года на Минской ТЭЦ-3 в составе блока ПГУ-230 вместе с газовой турбиной GT13E2 (Alstom) эксплуатируется паровая турбина Т-53/67-8,0 производства УТЗ [6]. Продольный разрез паровой турбины Т-53/67-8,0, представляющей собой двухцилиндровый агрегат, показан на рис. 1.
В 2011 г. на Краснодарской ТЭЦ запущена паровая турбина Т-113/145-12,4, работающая в составе блока ПГУ-410 [7]. Она представляет собой трехцилиндровый агрегат и отличается значительной новизной конструкции цилиндров турбины. Это обусловлено прежде всего тем, что Т-113/145-12,4 проектировалась для работы в составе трехконтурной ПГУ, а также высокими параметрами пара высокого давления (12,4 МПа, 563 °С) и промежуточным перегревом пара (3,0 МПа, 560 °С). Продоль-ный разрез турбины представлен на рис. 2.
При проектировании Т-63/76-8,8 (рис. 3) для работы в составе ПГУ-230 стояла задача – создать турбину мощностью до 100 МВт с подводом пара высокого давления (ВД) и низкого давления (НД), с двумя регулируемыми отопительными отборами пара для двухступенчатого подогрева сетевой воды в подогревателях и с возможностью нерегулируемого / регулируемого производственного отбора пара [8].
В блоке ПГУ с турбиной Т-63/76-8,8 было принято решение повысить оптимальное (0,6 МПа) значение давления пара контура НД до 1,4 МПа, что позволило выполнить ее в одноцилиндровом исполнении. Как известно из различных исследований, повышение давления пара контура НД с 0,7 до 1,4 МПа понижает КПД парогазовой установки на 0,11 % в конденсационном режиме (без производственного и теплофикационных отборов при 100 %-й нагрузке ГТУ) [2]. Однако данные исследования проводились при одинаковом КПД паровой турбины. Для получения достоверного результата при исследовании оптимальных параметров тепловых схем ПГУ необходимо проводить дополнительный анализ с учетом выбранной конструкции и тепловой схемы турбины.
Для приема пара контура НД в камерах проточной части турбин устанавливаются специальные смешивающие устройства, чтобы обеспечить перемешивание подводимого пара НД с основным потоком пара, протекающим в проточной части турбины, и их равномерность на входе в последующие ступени [9].
Так, в паровой турбине Т-53/67-8,0 камера смешения организована криволинейной перегородкой, прикрепленной к обойме перед камерой и разделяющей ее на две части (рис. 4). Пар из проточной части проходит первую половину камеры, образованную первой обоймой, ее последней ступенью и вогнутой частью перегородки, разворачивается на 180°, смешивается с паром контура НД и поступает во вторую половину камеры, образованную обоймой за камерой и выпуклой частью перегородки. На входе смешанного потока пара в ступень, следующую за камерой подвода пара контура НД, на выпуклой части криволинейной перегородки установлен направляющий элемент [10].
Сложная траектория прохождения пара проточной части и разворот его практически на 180° обеспечивает значительное перемешивание этого пара с потоком пара от внешнего источника (контура НД), выравнивание температуры смешанного потока и его равномерную плотность на выходе из канала.
В паровых турбинах Т-40/50-8,8 (рис. 5) и Тп-35/40-8,8 (рис. 6) [11, 12] применена конструкция другого смешивающего устройства. Оно представляет собой кольцевой коллектор, образованный корпусом цилиндра и смешивающим устройством, устанавливаемым в камере проточной части турбины. Смешивающее устройство выполнено в виде двух обечаек, между которыми установлены профильные «стаканы» со щелевыми разрезами (рис. 7). Пар НД с несколько большим давлением, чем давление пара основного потока в данной зоне проточной части, движется по «стаканам» от периферии камеры подвода к корневой зоне и выходит наружу через щелевые разрезы, смешиваясь с основным потоком, который омывает «стаканы». После этого общий поток направляется в следующую ступень.
Такое смешивающее устройство имеет меньший аксиальный размер и, по сравнению с описанной выше кольцевой камерой, позволяет сэкономить до 200 мм, что дает возможность установить дополнительную ступень.
Представленные смешивающие устройства эффективно использовать в одноцилиндровых турбинах мощностью до 60 МВт. При их установке в турбинах большей мощности, где расстояние между подшипниками является лимитирующим по прочности и статическому прогибу ротора, при проектировании проточной части приходится сокращать количество ступеней и перегружать оставшиеся, отходя от оптимальных характеристик ступеней при работе на номинальных режимах.
Для турбин мощностью свыше 60 МВт, в основном теплофикационных, в блоке с повышенным давлением пара контура НД (1,4 МПа) можно применять петлевую схему движения пара в цилиндре, состоящем из внутреннего и наружного корпусов. При этом пар контура НД оптимально подводить в камеру межкорпусного пространства, в которую после разворота потока на 180° поступает пар, прошедший ступени части высокого давления (ЧВД), расположенные во внутреннем корпусе.
Такая конструкция позволяет организовать эффективный двухступенчатый подогрев сетевой воды, а также повысить давление в верхнем отопительном отборе и отказаться от пиковых бойлеров на станции. При этом ступени ЧВД рассчитаны так, чтобы максимальное давление пара за ними, а следовательно, и максимальное давление пара в камере межкорпусного пространства, соответствующее максимальному расходу пара ВД, было бы ниже давления подводимого пара НД.
Таким образом, применив данное конструктивное решение, можно в принципе отказаться от использования смешивающих устройств подвода пара контура НД и тем самым сократить осевую длину ротора турбины и повысить эффективность ступеней проточной части.
Применив в конструкции турбины петлевую схему движения пара, можно сократить осевой размер переднего концевого уплотнения и уменьшить протечки пара, по сравнению с прямоточной схемой движения пара в цилиндре, за счет снижения параметров пара перед первым отсеком. При повышении давления пара контура НД до 1,3…1,5 МПа вместо 0,6…0,7 МПа уменьшаются протечки пара ВД через промежуточное уплотнение в камеру перед ступенями части среднего давления (ЧСД), в которой устанавливается давление, близкое к давлению пара контура НД.
В конструкции одноцилиндровой турбины довольно трудно организовать одновременно двухступенчатый подогрев сетевой воды и регулируемый / нерегулируемый отбор пара на производство с давлением 0,8…2,0 МПа. Это связано с увеличением осевого расстояния между подшипниками для организации камер отбора, и так недопустимо большого по условиям статического прогиба ротора и возникающих в нем напряжений. Такой отбор пара на производство невозможен еще и потому, что вывод и трассировка из корпуса цилиндра трубопроводов отбора в непосредственной близости с трубопроводами двух отопительных отборов пара для двухступенчатого подогрева сетевой воды в подогревателях и трубопроводами подвода пара НД – технически неосуществимая задача.
При повышенном давлении пара контура НД существует возможность отбирать пар на производственные нужды с барабана НД котла-утилизатора, что обеспечивается тепловой схемой. Таким образом, исключается необходимость осуществлять одновременную подачу пара в турбину и отбор пара с давлением 1,4 МПа. В том случае, если потребляемый расход пара на производство превышает генерируемое количество, дополнительно пар может отбираться из камеры межкорпусного пространства турбины.
Для организации нерегулируемого производственного отбора пара в конструкции наружного цилиндра турбины предусмотрен необходимый патрубок. Давление паpа при этом регулируется с помощью блока защитно-регулирующего клапана, установленного на трубопроводе отбора, либо другой регулирующей арматурой. Также в турбине возможна организация регулируемого производственного отбора с проведением необходимых конструктивных изменений.
Итак, достигнуть мощности более 60 МВт, с возможностью организации подводов пара ВД и НД, двух регулируемых отопительных отборов пара для двухступенчатого подогрева сетевой воды в подогревателях и нерегулируемого/регулируемого производственного отбора при давлении пара контура НД 1,4 МПа возможно (при внедрении определенных конструкторских решений) в одноцилиндровой турбине, а при давлении 0,5…0,7 МПа – только в двухцилиндровой. При этом за счет применения приведенных выше решений по конструкции и тепловой схеме турбины повышаются на 1,5 % технико-экономические показатели паротурбинной установки, что обеспечивает повышение КПД парогазовой установки примерно на 0,5 %.
Турбины Т-63-76-8,8 в настоящий момент уже эксплуатируются на Кировской ТЭЦ-3, Ижевской ТЭЦ-1, Владимирской ТЭЦ-2, Академической ТЭЦ – маркировка турбины КТ-63-7,7, двух блоках Нижнетуринской ГРЭС – маркировка КТ-63-7,7 (рис. 8).
При выборе энергоблоков ПГУ с современными газовыми турбинами класса F и выше (температура газов на входе превышает 1400 °С) оптимизация параметров перед паровой турбиной затруднена. Это обусловлено тем, что повышение, в частности, давления пара с 12,0 до 27,0 МПа при несопряженном повышении температуры с 565 до 580 °C приводит к увеличению влажности в последних ступенях турбины. При этом возникает необходимость внедрения промежуточного перегрева пара, что вызывает удорожание турбоустановки.
Повышение параметров пара до суперкритических (27,0 МПа, 580 °С) приводит к повышению КПД ПГУ до 56 %, однако удельная стоимость единицы мощности в связи с увеличением стоимости оборудования и паропроводов, для изготовления которых применяется дорогостоящая сталь, также возрастает. Создание новых материалов для изготовления турбины, обладающих необходимыми рабочими свойствами при суперкритических параметрах пара (СКП), является главной проблемой освоения новой ступени параметров [13]. Применение более прочной жаростойкой стали приводит к увеличению стоимости оборудования и трубопроводов в 2–3 раза. Повышение давления пара требует увеличения толщины и массы деталей и напряжений в них, что ухудшает маневренные характеристики, надежность и ремонтопригодность турбины.
Несмотря на повышение технико-экономических показателей и мощности турбины вследствие увеличения параметров пара, работа на СКП снижает надежность оборудования. При выработке паркового ресурса потребуется заменить большое количество дорогостоящих элементов: паропроводы пара контура ВД и промежуточного перегрева, блоки клапанов, роторов и корпусов ВД и другие элементы, что приведет к неоправданным затратам.
Срок окупаемости турбин для ПГУ суперкритических параметров пара в европейских странах составляет 15–17 лет, тогда как в России он может достигать 20 лет. Таким образом, срок окупаемости такой турбины приближается к сроку ее службы, что делает эксплуатацию ПГУ экономически нецелесообразной. В табл. приведены основные показатели энергоблоков ПГУ на суперкритических параметрах согласно данным УТЗ.
Таким образом, при выборе оптимальных значений параметров пара необходимо проводить обязательное технико-экономическое обоснование, учитывая высокую экономичность турбоустановки и стоимость не только реализации проекта, но и эксплуатации в течение всего ее жизненного цикла. Специалисты Уральского завода проводят исследования в данном направлении для определения оптимальных параметров пара при работе в составе ПГУ. Они могут также выполняться совместно с проектными и научными институтами, с проведением необходимых расчетов, касающихся паротурбинной установки.
На данный момент на УТЗ решена подобная задача с проектированием паровой турбины паросилового блока с начальными параметрами пара: температура свежего пара и промперегрева 565 °С, давление 23,5 МПа, и ресурсом высокотемпературных узлов турбины 250 тыс. часов. Теплофикационная паровая турбина Т-295/335-23,5 (рис. 9) разработана для замены турбин серии Т-250/300-23,5.
Турбина Т-295, как и исходная, выполнена в четырех цилиндрах: цилиндр высокого давления (ЦВД), среднего давления–1 (ЦСД-1), среднего давления–2 (ЦСД-2) и цилиндр низкого давления (ЦНД). При этом цилиндры и другие элементы новой турбины выполнены таким образом, чтобы фундамент демонтируемого турбоагрегата (турбина и генератор) можно полностью или частично сохранить и использовать [14].
В рамках данного проекта предусмотрена работа турбины в блоке с котлом на сверх-критические параметры пара: Р0 = 23,5 МПа и Т0/Тпп = 565 °С. Элементы конструкции и узлы турбины на паровпуске ВД и после пром-перегрева выполнены из стали, выдерживающей температуры до 570 °С при обеспечении расчетного ресурса собственно турбины. При этом за счет роста термодинамического КПД, а также совершенствования конструкции и тепловой схемы паровой турбины экономичность турбоустановки повышена на 2–3 %. Принятые в конструкции решения могут использоваться при разработке турбины для работы в составе ПГУ. Турбины и Дизели