Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ конструкций оборудования пароурбинных установок мощностью 200 и 300 мвт. выбор направлений исследования 9
1.1. Анализ технико-экономических показателей действующего паротурбинного оборудования 9
1.2. Анализ конструкций паротурбинного оборудования 14
1 3 Обоснование и выбор направлений исследования. варианты модернизации паротурбинных установок 22
Глава 2. Разработка усовершенствованных конструкций проточных частей турбин мощностью 200 и 300 мвт 35
2.1 Модернизация проточной части цвд 36
2 2 Модернизация проточной части цсд 45
2.3 Модернизация проточной части цнд 48
2 4 Модернизация уплотнений проточной части 56
2.5 Газодинамическое совершенствование выхлопных патрубков 63
Глава 3 Ховершенствование узлов, систем и оборудования турбин мощностью 200 и 300 мвт 68
3.1 Модернизация конструкций подшипников скольжения турбин
3 2 Модернизация системы регулирования и защиттурбин 78
3.3 Модернизация конденсаторов турбин 90
3 4 Повышение стойкости к каплеударной эрозии рабочих лопаток при их ионно-плазменном упрочнении 94
3 5 обеспечение надежной работы лопаток последних ступеней . 100
Глава 4. Промышленное внедрение и освоение на электро станциях модернизированных конструкций оборудования паротурбинных установок мощностью 200 и 300 мвт 106
4.1. Внедрение модернизированных узлов паротурбинного оборудования в производстве 106
4 2. Освоение на тэс модернизированного оборудования энергоблоков мощностью 200 мвт 108
4.3. освоение на тэс модернизированного оборудования энергоблоков мощностью 300 мвт 116
Заключение 125
Список литературы 127
- Обоснование и выбор направлений исследования. варианты модернизации паротурбинных установок
- Газодинамическое совершенствование выхлопных патрубков
- Повышение стойкости к каплеударной эрозии рабочих лопаток при их ионно-плазменном упрочнении
- Освоение на тэс модернизированного оборудования энергоблоков мощностью 200 мвт
Введение к работе
Паровые турбины (ПТ) тепловых и атомных электростанций являются основным генерирующим оборудованием, обеспечивающим около 80% вырабатываемой электроэнергии в России и в мире. На долю тепловых электростанций (ТЭС) с паротурбинными установками приходится около 2/3 от установленных мощностей электростанций России. И в обозримом будущем ТЭС останутся основой электроэнергетики России и многих зарубежных стран [1-5].
В настоящее время значительная часть установленного паротурбинного оборудования ТЭС России выработала свой ресурс, а к 2015 году до 64% установленных мощностей РАО "ЕЭС России" выработают свой парковый ресурс. Это обусловливает возрастающую потребность в модернизации и замещении изношенного паротурбинного оборудования электростанций России и зарубежных стран - традиционных импортеров турбин ЛМЗ [2-7].
В соответствии с "Энергетической стратегией России на период до
I 2020г." [1] ожидается рост выработки электроэнергии на ТЭС России в 1,4 раза
к 2020 году по сравнению с 2000 годом. Только в 2006-2010гг. планируется ввод мощностей ТЭС России более, чем на 16 млн.кВт, причем за счет техпере-вооружения (модернизации) будет введено около 2,5 млн.кВт [8]. Еще большие объемы модернизации требуются для ТЭС зарубежных стран, в том числе с турбинами ЛМЗ и "Турбоатом" (Харьков).
Столь масштабные задачи требуют выбора объектов модернизации оборудования ТЭС. При этом следует особенно обозначить последовательную и закономерную задачу улучшения теплотехнических и эксплуатационных показателей паровых турбин при их модернизации [2,7,47,57,79,90,105,107,108 и
ДР-]-
Выбор предпочтительных типов паротурбинных установок для модернизации может быть сделан, исходя из следующих предпосылок: - восполнение значительного объема мощностей, вырабатывающих свой ресурс, может быть осуществлено только довольно крупными установками 150-800 МВт;
эти установки, близкие к исчерпанию своего ресурса, должны составлять значительную долю в структуре установленных мощностей РАО "ЕЭС России";
количество выпущенных паровых турбин данного мощностного ряда должно быть значительным с целью принятия, по возможности, типовых решений для модернизируемого оборудования, сокращения сроков его разработки;
эти установки после модернизации должны обеспечивать технико-экономические показатели, приближающиеся к таковым для современных, вновь строящихся паротурбинных установок.
Исходя из этого, наиболее обоснованной и перспективной является модернизация паровых турбин докритического давления мощностью 200 МВт, а также турбин сверхкритического давления мощностью 300 МВт. В совокупности это наиболее крупная серия паровых турбин (более 450 штук), выпущенных ЛМЗ. Конструкторские решения по модернизации этих турбин могут быть использованы при модернизации турбин других производителей, например, турбин мощностью 150 и 300 МВт Харьковского завода.
В этих условиях тема данной работы - модернизация паротурбинного оборудования установок мощностью 200 и 300 МВт становится важнейшим направлением развития конструкций паровых турбин и, несомненно, является актуальной.
Научная новизна работы заключается в:
комплексе научно-технических решений по модернизации паровых турбин мощностью 200 и 300 МВт, позволяющих формировать варианты модернизации турбин и обеспечивать повышение мощности, экономичности, надежности, ремонтопригодности, ресурса и снижение стоимости турбин;
разработке, исследовании и освоении впервые в практике отечественного турбостроения реактивного облопачивания цилиндров высокого давления;
разработке, исследовании и освоении впервые в практике отечественного турбостроения направляющих лопаток с переменным по высоте тангенциальным навалом;
разработке и освоении новой технологии упрочнения поверхности стальных и титановых лопаток методом ионной имплантации;
разработке и освоении оригинальной технологии холодноплазменной полировки стальных лопаток;
разработке, исследовании и освоении концевых уплотнений втулочного типа, существенно повышающих экономичность, надежность и ремонтопригодность;
формировании базы данных по результатам промышленных испытаний паровых турбин с различными вариантами модернизации.
Обоснование современных направлений и комплексных подходов к мо
дернизации паровых турбин, сложные конструкторские и технологические ре
шения, внедрение разработок в производство и освоение конструкций в экс
плуатации на электростанциях - все эти составляющие части диссертации име
ют большое практическое значение. Представляют практическую ценность за-
I конченность и направленность решенных задач по усовершенствованию конст-
рукций, позволяющих получить: увеличение мощности на 5-12%, повышение КПД проточной части на 2-5%, повышение надежности узлов турбины при их замене, увеличение срока службы, улучшение характеристик регулирования, повышение ремонтопригодности и др. Особая практическая значимость работы заключается в использовании конструкторских решений для модернизируемых турбин других типов (мощностью 500, 800 и 1200 МВт) и в конструкциях вновь создаваемых турбин.
Разработанные модернизированные конструкции паровых турбин мощностью 200 и 300 МВт воплощены в рабочей конструкторской документации СКВ ЛМЗ, внедрены при технологической подготовке производства и изготовлении цилиндров и узлов турбин, систем регулирования, подшипников и теплообмен-ного оборудования. Разработки, выполненные под руководством автора и при его непосредственном участии, внедрены в изготовленных турбинах мощно-стью 200 и 300 МВт для ТЭС "Балти" и "Эсти" в Эстонии, Лукомльской ГРЭС в Белоруссии, Марыйской ГРЭС в Туркмении, Конаковской ГРЭС в России, ТЭЦ
7 "Марица-Восток-3" в Болгарии и многих других. О завершенности реализации работы свидетельствует освоение в эксплуатации на большинстве этих электростанций модернизированных конструкций с проведением комплексных пус-коналадочных работ и подтверждением всех гарантированных показателей.
Результаты работ широко используются как при модернизации находящихся в эксплуатации турбин различной мощности (50-800 МВт), так и при разработке новых турбин мощностью до 1200 МВт.
В первой главе проводится анализ технико-экономических показателей и конструкций действующего паротурбинного оборудования, отмечаются резервы их совершенствования. Выполнено обоснование и выбор направлений исследования, охватывающих аэродинамическую оптимизацию проточных частей паровых турбин, совершенствование подшипников скольжения, конденсаторов пара, систем регулирования и парораспределения.
Во второй главе представлены расчетно-экспериментальные исследования и конструкторские разработки применительно к модернизации проточных частей паровых турбин типа К-200-130 и К-300-240. Модернизация затрагивает всю проточную часть - от паровпуска ЦВД вплоть до выхлопного патрубка ЦНД. При аэродинамических расчетах отдельных узлов использовалось трехмерное математическое моделирование.
Третья глава посвящена совершенствованию узлов, систем и оборудования паротурбинных установок мощностью 200 и 300 МВт. Представлены исследования и конструкторские разработки новых опорных и опорно-упорных подшипников, системы гидравлического подъема, вала. Показаны преимущества натурных (полномасштабных) исследований по отработке подшипников на заводских разгонно-балансировочном и сборочно-испытательном стендах. Разработаны новые и модернизированные конструкции подшипников скольжения, масляных уплотнений, систем гидроподъема вала. При модернизации систем регулирования вводится программно-технический комплекс, реконструируется гидравлическая часть системы, экспериментально исследуется и совершенствуется конструкция регулирующих клапанов. Модернизация конденсаторов пара
8 включает в себя разработку новой модульной компоновки трубных пучков, обеспечивающих умеренный уровень парового сопротивления и доступ пара ко всем трубкам, улучшение деаэрационной способности конденсаторов и их надежности. Проведен анализ влияния эрозии и фреттинг-коррозии на надежность рабочих лопаток последних ступеней паровых турбин. Представлены данные исследований различных защитных покрытий рабочих лопаток, способов и технологии нанесения покрытий, опыта эксплуатации в паровых турбинах лопаток с новыми покрытиями. Приводятся результаты экспериментальных исследований автоколебаний рабочих лопаток. Разработанные конструкторские решения резко (примерно на порядок) снизили интенсивность автоколебаний, обеспечив надежную работу лопаток.
В четвертой главе рассматриваются вопросы промышленного внедрения
и освоения на электростанциях модернизированных конструкций оборудования
паротурбинных установок мощностью 200 и 300 МВт. Отмечается, что ключе-
f вой задачей внедрения модернизированных узлов в производство является оп-
тимальное использование новых, а также хорошо освоенных производственных технологий. Так, новая технология холодного упрочнения методом ионной имплантации нитридов титана и циркония соседствует с освоенной технологией мехобработки лопаток, их "ёлочных" хвостовиков, пазов ротора и др. Приводятся конкретные примеры вариантов осуществленных модернизаций паротурбинных установок мощностью 200 и 300 МВт. Излагаются содержание и объемы модернизации отдельных цилиндров турбины, узлов проточной части. Приводятся рисунки (эскизы) модернизированных турбин и их проточных частей. Представлены результаты испытаний паровых турбин непосредственно на электростанциях, свидетельствующие о значительном положительном эффекте модернизации, заключающемся в повышении, мощности и КПД модернизированных паротурбинных установок.
Обоснование и выбор направлений исследования. варианты модернизации паротурбинных установок
В ближайшей и достаточно отдаленной перспективе паротурбинные установки останутся основным тепловым двигателем для ТЭС. КПД современных ПТУ находится на уровне, или превышает 45% (при вакууме в конденсаторе 3-4 кПа). Техническое перевооружение ТЭС является сегодня одной из ключевых задач развития теплоэнергетики. На содержание и объем модернизации при вы боре направлений (обновлений) паротурбинного оборудования оказывают г влияние следующие обстоятельства: - техническое состояние действующего оборудования; - финансовые возможности Заказчика; - стоимость топлива; - техническая возможность продления ресурса; - технико-экономические показатели нового (модернизированного) оборудования; - конкуренция на рынке сбыта электроэнергии. При техническом перевооружении ТЭС и обновлении ПТУ могут рассматриваться несколько основных подходов к его осуществлению: 1. Продление срока службы (ресурса) действующего оборудования. 2. Полная замена устаревшего оборудования на оборудование нового поколения на сверхвысокие (СВП) параметры пара (до 30 МПа и 600/600С). 3. Полная реконструкция паросиловой установки с внедрением парогазовых установок (на природном газе, с кипящим слоем, под давлением или с газификацией угля). 4.
Модернизация паротурбинного оборудования с полной или поцилинд-ровой заменой турбины или ее проточной части. Опыт эксплуатации и исследования, проведенные совместно с другими предприятиями, показали, что паровые турбины, созданные в 50-е-60-е годы, могут сохранять работоспособность за пределами назначенного срока службы. Однако, даже при технической возможности продления срока службы турбин [69-75,78,79-83,98-101] должна быть тщательно обоснована экономическая целесообразность такого решения. Учитывая, что речь идет о турбинах с изначально худшей (в свете сегодняшнего дня) экономичностью, следует признать, что фактическое снижение КПД турбоустановки, накопленное за длительный период работы, будет с течением времени усугубляться. Предлагаемое в последнее время продление ресурса за счет снижения начальных параметров пара не только вызовет снижение КПД и эрозионной надежности турбины, но и не предотвратит рост затрат на обслуживание, ремонт, обследование и частичную модернизацию оборудования. Немыслимо поддерживать отечественную энергетику только путем замены изношенных узлов и продления срока службы оборудования. Ориентация на продление ресурса значительной доли парка паровых турбин при сокращении поставок современного оборудования неблагоприятным образом скажется как на развитии отечественной энергетики, так и на состоянии отечественного энергомашиностроения. Продление ресурса физически и морально изношенного оборудования является вынужденной мерой вследствие технических и экономических рисков. Ожидаемый рост цен на органическое топливо, экономическое укрепление энергокомпаний и рост конкуренции на рынке сбыта электроэнергии повысят заинтересованность энергетиков в модернизации оборудования. Это приведет к резкому сокращению работ по продлению ресурса. Стратегическим направлением техперевооружения является внедрение модернизированного основного оборудования с улучшенными технико-экономическими показателями. Повышение начальных параметров пара теплосилового цикла - традиционное перспективное направление развития теплоэнергетики [7,49,57,90]. Паротурбинные установки на сверхвысокие параметры пара, в том числе для тех-перевооружения ТЭС могут создаваться в 2 этапа: на первом этапе - на начальную температуру (температуру промперегрева) 565-580С, а на втором этапе -на начальную температуру (температуру промперегрева) 580-620С. Отметим, что по отечественным и зарубежным данным для перспективных энергоблоков на сверхвысокие параметры пара следует рассматривать более высокие температуры пара: от 620С до 720С. В настоящее время выполнены предварительные проработки ряда турбин на сверхвысокие параметры пара, в том числе по заданию РАО "ЕЭС России" техпредложения на замену турбины Харьковского турбинного завода мощностью 300 МВт для Новочеркасской ГРЭС на паровую турбину ЛМЗ мощностью 350 МВт на параметры пара 290 ата и 580С. Однако, в связи с необходимостью комплексного решения ряда сложных вопросов по всему энергоблоку ТЭС (создание котла с ЦКС, освоения другого оборудования на сверхвысокие параметры), а также с учетом обстоятельств, упомянутых выше и влияющих на выбор варианта обновления ТЭС, работы этого направления в ближайшие годы ограничатся внедрением головных энергоблоков [2-7,49,97].
Прогрессивное направление создания ПТУ при обновлении ТЭС также является лишь одним из возможных вариантов технического решения в обозримом будущем [9,11,30,32,53,57,79,102]. Доля ПТУ в ближайшее десятилетие по оценке специалистов [77] вряд ли превысит 4,5% от установленной мощности электростанций России, в связи с чем целесообразно развитие паротурбинных ТЭС. Наиболее актуальным направлением обновления ТЭС является модернизация паротурбинных установок типа К-200-130 и К-300-240 с улучшением их технико-экономических показателей. Наличие на ТЭС России большого числа однотипных, достаточно крупных энергоблоков и турбоустановок облегчает разработку технических решений по техперевооружению. Опыт реконструкции турбинного оборудования легко может быть перенесен с одного энергоблока на другой. При этом появляется возможность восстановления снятых с эксплуатации узлов и оборудования для последующего использования на другом энергоблоке. Как показывает анализ, сравнение теплотехнических, эксплуатационных, весовых и стоимостных показателей модернизируемых энергоблоков ПТУ и показателей ПТУ при новом строительстве, модернизированные паротурбинные установки обладают рядом несомненных достоинств [67,66,55,20,24,47,51, 12,13,15]: - сохраняются существующие габариты главных корпусов (машзалов); - используются существующие фундаменты турбин; - увеличивается электрическая мощность, примерно, на 10-15%; - возрастает КПД паротурбинной установки на 3-5%, а отдельных цилиндров паровой турбины на 5-7%; - снижается удельный расход топлива и вредные выбросы в окружающую среду, улучшая экологические показатели энергоблока; - снижаются удельные эксплуатационные затраты за счет обоснованной уни-і фикации и освоенности паротурбинного оборудования, повышения его ремонтопригодности; - сокращаются сроки ввода модернизированных мощностей в 2-3 раза по сравнению с новым строительством; - снижается на 30-60% удельная стоимость вводимых мощностей при модернизации по сравнению с новым строительством. Концепция модернизации паротурбинных установок предусматривает: - повышение мощности и экономичности ПТУ и отдельных цилиндров турбины с заменой и/или совершенствованием проточных частей;
Газодинамическое совершенствование выхлопных патрубков
В некоторых случаях, особенно при габаритных ограничениях, теряется не только кинетическая, но и часть располагаемой потенциальной энергии. Поэтому важной задачей конструирования является максимальное уменьшение коэффициента полных потерь и получение положительного коэффициента восстановления [31].
Трудности обеспечения эффективности выходных патрубков обусловлены не только высокими выходными скоростями и габаритными ограничениями пара, но и неравномерностью потока в осевом и окружном направлениях во входном сечении, а также закруткой, высокой турбулентностью и нестационарностью потока. Так, в одной из турбин с рабочей лопаткой последней ступени длиной 960 мм, при вынужденном ограничении осевых размеров выхлопных патрубков (при отношении осевого размера патрубка и высоте лопатки последней ступени менее 1,5) резко возрастают потери и неравномерность потока в патрубке. Завышенная скорость парового потока во входном сечении патрубка (на максимальном режиме) достигающая величины по числу Маха (Мег 0,8...0,85) усугубляет трудности создания эффективных выходных патрубков.
Задача обеспечения необходимых качеств выходных патрубков цилиндров низкого давления турбин включает в себя формирование оптимального с точки зрения полных потерь парового тракта выходного патрубка от входного сечения до его среза, а также обеспечение равномерного распределения параметров парового потока во входном и выходном сечениях выходного патрубка.
Следует заметить, что в связи со сложным трехмерным течением в патрубке, нет четких и однозначных расчетных методик и рекомендаций по выбору оптимальной его конфигурации. Поэтому газодинамическая отработка выходных патрубков выпускаемых заводом турбин проводится путем газодинамических испытаний моделей на воздушных стендах [19].
Различные типы выходных патрубков турбины, разная высота лопатки последней ступени, разный корневой диаметр, влияние особых требований по фундаменту требуют индивидуального подхода к конструировании выходного патрубка. Наиболее представительным патрубком с полуторным выхлопом является выхлоп турбин ПВК-200 (рис.2.27), которые уже длительное время работают как у нас в России, так и за рубежом.
Патрубок с полуторным выхлопом турбин типа К-200-130 в настоящее время требует модернизации, с учетом возможности перехода к более длинной лопатке последней ступени. При проектировании полуторного выхлопа турбины типа К-200-130 проводилась раздельно газодинамическая отработка для нижнего и верхнего ярусов. Использование рабочей лопатки длиной 960 или 1000 мм позволяет отказаться от полуторного выхлопа.
В качестве выхлопного патрубка при модернизации использован нижний ярус патрубка ПВК-200, который в результате отработки имел хорошие газодинамические характеристики. На основе этого патрубка были разработаны выхлопные патрубки для турбин К-300-240 и К-800-240-3.
Положительный опыт эксплуатации лопатки длиной 960 мм позволил также использовать ее при модернизации турбин К-200-130. Для модернизации турбин К-200-130 отработан выходной патрубок, позволяющий осуществить его реконструкцию без замены корпуса ЦНД (рис.2.28). Такая разработка выполнена для эстонских станций, на ТЭС "Марица-Восток-3" (Болгария), на Бе лоярской АЭС (Россия).
При глубокой модернизации с полной заменой ЦНД и для создания новых турбин были отработаны эффективные патрубки с использованием осера-диального диффузора и стержневой системы жесткости для ЦНД с рабочей лопаткой длиной 960 мм и 1000 мм. Такие патрубки были, в частности, применены в турбинах К-225 и К-165. Применение осерадиального диффузора при Мг 0,5-МЗ,7 позволило получить коэффициент полных потерь близким к 1. Стержневая система жесткости позволила улучшить работу патрубка при частичных режимах и снизить затраты на производство.
При экспериментах на воздухе с различными вариантами моделей выходного патрубка исследовались различные варианты диффузора непосредственно за последней ступенью ЦНД (рис.2.29).
Применение более развитого (с большим осевым размером) диффузора Дь чем Дисх, позволило уменьшить потери в патрубке (рис.2.29). Дальнейшее удлинение диффузора Дг улучшило обтекание при числах М больше 0,75. Граница кризисных явлений для диффузора с внезапным расширением практически одинакова с аналогичной границей для удлиненного диффузора. Таким образом, сравнительные испытания различных вариантов модели позволяют применить в турбине наилучшую из исследованных конструкций - диффузор с внезапным расширением.
Особенностью конструкции модернизированного выходного патрубка ЦНД является использование диффузора с внезапным расширением за рабочей лопаткой последней ступени в периферийной области, двух внутренних разделительных (направляющих) ребер и системы внутренних стяжек, примененных для увеличения жесткости корпуса ЦНД. На рис.2.30 представлены исследованный вариант модели выхлопного патрубка и его газодинамические характеристики. Выполненная модернизация позволила снизить величину коэффициент полных потерь энергии выходного патрубка до значения „ =1.1.
На основании выполненных исследований можно проводить модернизацию выходных патрубков турбин К-200-130 с заменой полуторного выхлопа на выхлоп с рабочей лопаткой длиной 960 мм или 1000 мм.
Повышение стойкости к каплеударной эрозии рабочих лопаток при их ионно-плазменном упрочнении
Рабочие лопатки (РЛ) последних ступеней ЦНД работают в зоне наибольшей влажности и помимо других эксплуатационных нагрузок, испытывают каплеударное воздействие. Длительная работа во влажном паре приводит к изменению геометрических размеров профиля лопатки, развитию эрозионных повреждений, которые вызывают концентрацию напряжений и являются первопричиной появления усталостных трещин на входных и выходных кромках лопаток.
При модернизации для уменьшения эрозионного износа входных кромок РЛ последних ступеней были использованы активные и пассивные методы. Активные конструктивные мероприятия для уменьшения количества влаги, попадающей на рабочие лопатки - это, прежде всего, удаление конденсата с поверхности направляющих лопаток путем отвода влаги было широко реализова но во многих турбинах ЛМЗ. Конструкторским мероприятием по пассивной защите лопаток является комплексная задача разработки технологии обработки или покрытия поверхности лопаток, которая бы одновременно защищала от эрозионного воздействия, и от фреттинг-коррозии контактирующих поверхностей бандажных полок, в частности, титановых лопаток.
В исследованиях, выполненных ранее в Московском энергетическом институте [64] была показана перспективность вакуумных ионно-плазменных покрытий из нитрида титана для защиты РЛ паровых турбин.
На основе этих работ было сформулировано техническое решение по повышению эффективности указанного упрочнения путем предварительной модификации поверхности методом ионной имплантацией, обеспечивающее одновременное повышение эрозионной стойкости кромок лопаток и фреттинг-коррозионной стойкости контактных поверхностей бандажных полок лопаток.
При разработке процесса ионной имплантации применительно к созданию технологии упрочнения рабочих лопаток, были проведены экспериментальные исследования в широком диапазоне высоких (до 30 кэВ) и низких (до 1,5 кэВ) энергий, доз облучений (от 1016 - 1020 ион/см2) плотностей тока (от 30 мкмА/см до 5 мА/см ).
Исследования на опытных рабочих лопатках из титановых сплавов ТС5 и ВТ6 показали, что имплантация ионами азота (N4") с энергией Е = 300 - 1000 эВ приводит к внедрению легирующего иона на глубину до 9 мкм и обеспечивает упрочнение поверхности за счет реализации дислокационного (рис.3.126) твер-дорастворного и дисперсионного (рис.3.12в) механизмов. Одновременно ионной имплантации сопутствовал процесс ионной очистки поверхности аргоном, приводящий, с одной стороны, к распылению микронеровностей поверхности от предшествующей механической обработки и удалению с нее адсорбированных пленок и жировых отложений, а с другой стороны, нагреву поверхности до t = 400С. Такая технология обеспечила получение чистой поверхности с высокими показателями адгезионной прочности с наносимым вакуумно-плазменным покрытием (табл.3.3), а также постимплантационный отжиг, происходящий в процессе нагрева поверхности при нанесении покрытия.
При исследованиях было установлено, что глубина модифицированного слоя с измененной дислокационной структурой составляет 80 120мкм при микротвердости поверхности Ну 4500МПа (рис.3.13). Наличие развитой дислокационной структуры, близкой к сетчатому типу (рис.3.12е) и нитридных упрочняющих фаз в приповерхностном слое позволило создать благоприятное структурно-фазовое состояние, обеспечить изоморфность и плавный переход свойств подложки в покрытие TiN, избежать возникновения ненормированных растягивающих напряжений на границе. Наносимое ионно-плазменным способом покрытие TiN, толщиной 8 мкм имеет поверхностную микротвердость Ну 15000МПа. Данное покрытие обеспечило, по сравнению с немодифициро-ванной поверхностью, повышение твердости более чем в 5 раз.
Оценка эксплуатационных свойств образцов из материалов РЛ, упрочненных комбинированной обработкой поверхности, осуществлялась по стандартным методикам, результаты которых представлены на рис.3.14-3.16. Видно, что предлагаемый способ упрочнения поверхностей титановых рабочих лопаток обеспечивает повышение эксплуатационных свойств одновременно по трём параметрам: эрозионной стойкости, усталостной прочности и фреттинг-коррозии.
Освоение на тэс модернизированного оборудования энергоблоков мощностью 200 мвт
В период 2000-2005гг. была осуществлена модернизация паротурбинного оборудования на 5 электростанциях. Варианты и объем модернизации определялся главным образом эффективностью работы оборудования ПТУ до модернизации, его физическим износом и финансовыми возможностями заказчиков. В таблице 4.1 представлены варианты модернизации турбин энергоблоков мощностью 200 МВт, ее объем, а также сроки ввода в эксплуатацию (рис.4.1).
Объемы модернизации ЦВД на различных электростанциях (табл.4.2) имеют определенные отличия и схожие конструкторские решения. Продольные разрезы модернизированных цилиндров высокого давления представлены на рис.4.2.
Во всех вариантах модернизации ЦВД сохранялся его наружный корпус, а также корпуса подшипников № 1 и № 2. На ТЭС "Эсти" и ТЭС "Балти" (Эстония) в нижней половине ЦВД был установлен технологический патрубок, обеспечивающий сброс пара в конденсатор при пусках турбины ("обеспаривающий режим ЦВД"). На ТЭС "Марица-Восток-3" (Болгария) в связи с установкой новой конструкции обоймы переднего уплотнения (однообойменная конструкция) была осуществлена реконструкция трубопровода подвода пара на это уплотнение (верхняя половина ЦВД).
На всех остальных станциях с целью уменьшения коробления в переднем уплотнении заменены обоймы №1,2,3, а также каминные камеры. При модернизации во всех ЦВД установлены новые- сегменты сопел, обоймы № 1 и расположенные в них диафрагмы 2-ой, 3-ей и 4-ой ступеней, а на турбинах ТЭС "Битола" (Македония) и Марыйской ГРЭС (Туркмения) введен обогрев фланцев цилиндров с подачей пара в обнизку разъема.
Варианты модернизации ЦСД на различных электростанциях наряду с отличиями имеют сходные конструкторские решения (табл.4.3). Удовлетворительное состояние металла корпусов ЦСД позволило во всех случаях модернизации их сохранить, в то время как модернизации подверглись ротора, обоймы диафрагм, лопаточный аппарат и концевые уплотнения. Во всех ЦСД был установлен новый направляющий аппарат, заменены каминные камеры и обоймы переднего уплотнения, за исключением ТЭС "Марица-Восток-З", на которой была внедрена новая конструкция (о днообо именная) переднего уплотнения втулочного типа.
При модернизации на ТЭС "Марица-Восток-З", ТЭС "Битола", Марый-ская ГРЭС были установлены новые диафрагмы 2-ой, 3-ей, 10-ой и 11-ой ступеней, а на ТЭС "Битола" заменена обойма диафрагм № 1. На ТЭС "Эсти", ТЭС "Балти" и ТЭС "Марица-Восток-З" были модернизированы штатные ротора, а для ТЭС "Битола" и Марыйская ГРЭС использованы РСД нового изготовления.
Минимальной реконструкции подверглись РСД ТЭС "Эсти" и ТЭС "Бал-ти", на которых были установлены новые рабочие лопатки 1-ой ступени, имеющие цельнофрезерованный бандаж. На ТЭС "Марица-Восток-3", ТЭС "Битола", Марыйская ГРЭС было модернизировано пять ступеней. Так, на дисках первых трех и двух последних ступеней были применены рабочие лопатки новой конструкции, имеющие цельнофрезерованный бандаж (рис.4.3). Кроме того, на ТЭС "Эсти", ТЭС "Балти" были внедрены новые конструкции вкладышей опорных подшипников.
