Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Состояние и перспективы развития энергетики во Вьетнаме 15
1.1. Современное состояние энергетики во Вьетнаме 15
1.2. Перспективы развития энергетики во Вьетнаме
1.2.1. Крупнейший проект ГЭС в Юго-Восточной Азии 25
1.2.2. Проекты первой атомной электростанции 25
1.2.3. Проект первой геотермальной электростанции 26
1.2.4. Проект первой солнечной электростанции 27
1.2.5. Проекты ветряных электростанций 27
ГЛАВА 2. Комбинированные газопаровые установки во Вьетнаме 29
2.1. Газотурбинные установки, работающих на комбинированных электростанциях во Вьетнаме 29
2.1.1. ГТУ ABB GT13E2 30
2.1.2. ГТУ Siemens SGT5-4000F (V94.3A) 32
2.1.3. ГТУ Mitsubishi M701F 34
2.1.4. ГТУ General Electric MS9001FA
2.2. Паротурбинные установки, работающих на комбинированных электростанциях во Вьетнаме 41
2.3. Типовые тепловые схемы энергетических комбинированных установок во Вьетнаме з
ГЛАВА 3. Сравнение расчетных программ комбинированных установок 51
3.1. Обзор расчетных программ комбинированных установок 51
3.1.1. Собственная программа - Р1GPU 51
3.1.2. Программа КГПТУ морской университета (Санкт-Петербург) 53
3.1.3. Программа Gate Cycle фирмы General Electric 56
3.2. Сравнение расчетных программ комбинированных установок 60
3.2.1. Расчет КГПТУ с одноконтурным КУ 60
3.2.2. Расчет КГПТУ с двухконтурным КУ 62
ГЛАВА 4. Выбор российских паровых турбин для работы в составе газопаровых установок во Вьетнаме 65
4.1. Краткий обзор российских паровых турбин различных предприятий 65
4.1.1. Турбины ЛМЗ «Ленинградский металлический завод» 68
4.1.2. Турбины НЗЛ «Невский завод» 72
4.1.3. Турбины КТЗ «Калужский турбинный завод» 74
4.1.4. Турбины УТЗ «Уральского турбинного завода» 78
4.1.5. Турбины ХТЗ « Харьковский турбинный завод » 83
4.2. Выбор российских паровых турбин для работы в составе газопаровых установок во Вьетнаме 85
4.2.1. Выбор паровой турбины для ГПУ 2х1 с мощностью 450 МВт 87
4.2.2. Выбор паровой турбины для ГПУ 2х1 с мощностью 750 МВт 89
4.2.3. Выбор паровой турбины для ГПУ 3х1 с мощностью 1090 МВт 92
4.3. Расчет показателей тепловой схемы ГПУ на базе российской и штатной
паровой турбины. 97 4.3.1. Расчет ГПУ-450 на базе российской паровой турбины Т-150-7,7 (ОАО «ЛМЗ») 97
4.3.2. Расчет ГПУ-750 на базе российской паровой турбины К-300-23,5 (ОАО «ЛМЗ») 101
4.3.3. Расчет ГПУ-1090 на базе российской паровой турбины К-300-240-2 (ОАО «ЛМЗ») 104
ГЛАВА 5. Влияние КПД российской паровой турбины К-300-240-2 НА КПД и мощность ГПУ–1090 (станция ФУМИ-1, Вьетнам) 109
5.1. Влияние КПД цилиндра высокого давления турбины К-300-240-2 на КПД и мощность ГПУ-1090 109
5.2. Пример повышения экономичности ЦВД 112
5.3. Влияние КПД цилиндра низкого давления турбины К-300-240-2 на КПД и мощность ГПУ-1090 119
5.4. Пример повышения экономичности ЦНД турбины К-300-240-2 121
Список литературы 134
Заключение
- Проекты первой атомной электростанции
- ГТУ Siemens SGT5-4000F (V94.3A)
- Программа КГПТУ морской университета (Санкт-Петербург)
- Выбор российских паровых турбин для работы в составе газопаровых установок во Вьетнаме
Введение к работе
Актуальность темы. Основой современной мировой энергетики являются: тепловые электростанции (ТЭС), атомные электростанции (АЭС) и гидравлические электростанции (ГЭС), суммарно вырабатывающие за год свыше 20 трлн. кВт/час электроэнергии.
В настоящее время во Вьетнаме установленная мощность всех электростанций 25000 МВт в год. Основными производителями электрической энергии являются тепловые электростанции с паротурбинными, газотурбинными и парогазотурбинными установками. Для производства электроэнергии используются агрегаты гидроэнергетики, солнечные и ветряные электростанции.
Во Вьетнаме есть два главных источника электроэнергии: гидроэнергетика и тепловая энергия. Для производства тепловой энергии используется уголь, нефть и природный газ. На данный момент в энергетическом балансе энергии Вьетнама 38% приходится на гидро, 35% — на газ, 21% — на уголь, 1,8% — на нефть, 4% — на другие источники энергии (см. рис.1).
Рисунок 1. Источники электроэнергии во Вьетнаме (2010г. и 2020г.)
В настоящее время во Вьетнаме возникла необходимость в создании новых тепловых электростанций традиционных типов и внедрение перспективных комбинированных установок, обладающих высоким коэффициентом полезного действия. Решить задачу повышения выработки электроэнергии можно не только за счет строительства новых электростанций, но и путем модернизации действующих. Поэтому в работе рассмотрены вопросы модернизации комбинированных газопаровых установок (ГПУ) во Вьетнаме.
Модернизация может быть осуществлена за счет создания комбинированных газопаровых установок на базе существующих газотурбинных установок (ГТУ) во Вьетнаме, а также подбором новых паровых турбин для работы в составе газопаровых установок во Вьетнаме. В работе для этих целей используются современные паровые турбины российского производства. Исследование в этой области является актуальным для Вьетнама.
Цель и задачи исследования. Целью работы является повышение экономичности и мощности тепловых комбинированных электростанций Вьетнама за счет применения в комбинированном цикле российских паровых турбин.
Для достижения указанной цели необходимо были решить следующие задачи:
выполнить обзор и изучение состояния и перспективы развития энергетики во Вьетнаме;
изучить и обобщить опытные данные, параметры и типы существующих ГТУ и ПТУ для преобразования их в ГПУ;
выполнить обзор и анализ тепловых схем комбинированных газопаровых турбинных установок во Вьетнаме;
сравнить три программных продукта для расчета тепловых схем комбинированных газопаровых установок: программа P1GPU, написанная автором; программа КГПТУ, разработанная Морским техническим университетом (г. Санкт-Петербург) и программа Gate Cycle компании General Electric;
рассмотреть характеристики российских паровых турбин различных предприятий и выбрать паровые турбины для работы в составе газопаровых установок во Вьетнаме;
сравнить результаты расчетов показателей тепловой схемы ГПУ на базе российской и штатной паровой турбины;
произвести оценку влияния КПД российской паровой турбины К-300-240-2 (ОАО «ЛМЗ») на КПД и мощность ГПУ-1090 (станция ФуМи-1, Вьетнам);
предложить способы повышения экономичности ЦВД и ЦНД паровой турбины К-300-240-2 для его использования в составе ГПУ.
Научная новизна настоящего исследования заключается в том, что:
аналитическое исследование возможностей увеличения выработки электрической энергии за счёт модернизации существующих комбинированных газопаровых установок показало, что повышение экономичности и мощности газотурбинных тепловых электростанций Вьетнама возможно за счет применения газотурбинного комбинированного цикла с российскими паровыми турбинами;
показано влияние КПД ЦВД и ЦНД российской паровой турбины К-300-240-2 (ОАО «ЛМЗ») на КПД и мощность ГПУ-1090 (станция ФуМи-1, Вьетнам). Результаты расчетов показали, что с повышением КПД ЦВД и ЦНД паровой турбины показатели установки резко возрастают. После модернизации КПД ЦВД и ЦНД паровой турбины увеличивают на 7,3% и 8,3%. Так, повышение КПД ЦВД приводит к значительному росту КПД и мощности ГПУ, которые при ЦВД =85,625% достигают ГПУ =54,977% и NГПУ =1057,409 МВт. Повышение КПД ЦНД приводит к значительному росту КПД и мощности ГПУ, которые при ЦНД =93,571% достигают ГПУ =55,505% и NГПУ =1067,531 МВт.
Личный вклад автора: все обобщения и расчётно-теоретические исследования, результаты которых приведены в настоящей работе, выполнены непосредственно автором.
Практическая значимость работы. Полученные в работе результаты имеют важное практическое значение для Вьетнама. Решить задачу повышения выработки электроэнергии можно не только за счет строительства новых электростанций, но и путем модернизации действующих. Модернизация может быть осуществлена за счет создания комбинированных газопаровых установок на базе имеющихся во Вьетнаме газотурбинных двигателей, а также за счет применения газотурбинного комбинированного цикла с российскими паровыми турбинами. В результате расчетных исследований ГПУ-450, ГПУ-750, ГПУ-1090 было показано, что российские паровые турбины Т-150-7,7;
К-300-23,5; К-300-240-2 (ОАО «ЛМЗ») могут заменить KA13E2-2 фирмы Alstom в ГПУ-450, при этом КПД ГПУ составит 54,6% вместо 53%; SST5-5000 фирмы Siemens в ГПУ-750, при этом КПД ГПУ составит 57,47% вместо 57%; TC2F40 фирмы Mitsubishi в ГПУ-1090, при этом КПД ГПУ составит 54,85% вместо 54,4%. Как следует из сравнения полученных результатов, для совершенствования и модернизации комбинированных газопаровых установок во Вьетнаме целесообразно использование новых российских паровых турбин: Т-150-7,7; К-300-23,5 и К-300-240-2.
Методология и методы исследования. В работе использовались как теоретические методы (идеализации, формализации), так и методы моделирования, сравнения. Решение поставленных задач осуществлялось с применением методов системного анализа и программных продуктов: программа P1GPU, написанная автором; программа КГПТУ, разработанная Морским техническим университетом (г. Санкт-Петербург); программа GateCycle компании General Electric.
Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались:
в докладе на научно-практической конференции Института энергетики и транспортных систем СПбПУ. — 1-6 декабря 2014 г.;
в докладе на XIV международной научно-практической конференции: «Современные концепции научных исследований» — Россия, г. Москва, 29-30 мая 2015 г.;
в докладе на X Международной научно-практической конференции: «Отечественная наука в эпоху изменений: постулаты прошлого и теории нового времени» Россия, г. Екатеринбург, 05-06 июня 2015 г.
Публикации. Результаты диссертации опубликованы в 6 научных работах, в их числе 3 статьи в ведущих российских рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК.
Структура и объем работы. Работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы.
Основной текст изложена на 143 страницах, диссертация содержит 62 рисунка, 25 таблиц, список использованных источников, включающий 98 наименований.
Проекты первой атомной электростанции
Разработок новых машин Siemens продолжает совершенствовать отработанные модели. Бывшая долгое время (с 1995 года) самой мощной линейке фирмы турбина SGT5-4000F(V94.3A) и сейчас представляет собой образец передовых технологий, таких как: монокристаллические рабочие лопатки первых двух ступеней, металлокерамические облицовочные плитки в камере сгорания и двухтопливные горелочные устройства, позволяющие снизить выбросы вредных веществ и величину пульсаций давления. Эта установка оснащается кольцевой камерой сгорания с 24 двухтопливными горелками HR3. Использование большого числа горелочных устройств при одновременном уменьшении их габаритных размеров, позволило добиться более короткого факела пламени, что благоприятно сказывается на концентрации вредных веществ в выхлопных газах. Сопловые лопатки защищены керамическим термобарьерными покрытиями толщиной 0,25 мм: наружный слой из ZrO2, внутренний – металлическая композиция из марганца, хрома, алюминия, иттрия. Аэродинамика осевого компрессора улучшена благодаря применению 15-ступенчатой конструкции, разработанной на базе авиационных технологий фирмы “Pratt & Whitney”. Для первых пяти ступеней принята геометрия с более крутым профилем подъема внутреннего диаметра. Это обуславливает более высокое суммарное значение окружных скоростей рабочих лопаток, позволяет ограничиться 15 ступенями вместо 17, без существенного снижения КПД компрессора, при этом степень сжатия составляет 17,2:1 [10]. в предыдуем типовом ряду ГТУ. Все направляюшие и рабочие лопатки турбины, за исключением длинных рабочих лопаток последней турбинной ступени, имеют воздушное охлаждение. Для снижения выходных потерь
Технический проект и конструкция ГТ типового ряда «3А» заимствованы , охлаждение. Для снижения выходных потерь в корпусе турбины предусмотрено выходное направляющее колесо. Последняя модификация SGT5-4000F имеет мощность 286 МВт при КПД 39,4%. Мощность ГПУ с двумя газовыми турбинами достигает 814 МВт, КПД –58%. ISO
Компания Mitsubishi Heavy Industries (MHI) сегодня уверенно удерживает позиции ведущего мирового производителя современных газовых турбин. К настоящему моменту MHI создала более 600 ГТУ различных классов – мощностью от 6 до 334 МВт. Компания последовательно работала над повышением энергоэффективности своих газовых турбин, совершенствуя конструкцию. Если в первых ГТУ MHI температура в камере сгорания превышала 800 C, то сегодня у многих современных установок MHI показатель достигает 1500 C. На практике это даёт возможность получить в парогазовом цикле КПД на уровне около 60% (при среднем КПД обычных ТЭС в пределах 30–35%) [11].
В 1980-х годах, после успешного вывода на рынок ГТУ серии D (с температурой в камере сгорания 1150 C), компания MHI начала строить планы по созданию ещё более эффективных, прорывных систем. Результатом её новых разработок стало появление турбин серии F. На сегодня в эксплуатации находятся более 160 ГТУ этой серии, они показали отменные результаты при эксплуатации во всех регионах мира, а их общая наработка превышает 8,4 млн. ч.
Начало серии было положено в 1991 г., когда рынку была представлена первая ГТУ Mitsubishi M501F мощностью 185 МВт. С тех пор она постепенно эволюционировала до современной конфигурации M501F3. Компания успешно внедряла всё более устойчивые к высоким температурам сплавы и применила ряд термобарьерных покрытий на подвижных и неподвижных деталях турбины, добившись в установках этой серии температур в диапазоне 1350–1400 C, что в результате дало турбинам F3, выпускающимся с 2001 г., возможность работать с КПД до 38%.
Успех 60-герцовой модели M501F сумела развить 50-герцовая модель M701F. При её разработке компания использовала апробированную в M501F конструкцию компрессора, обеспечивавшую увеличение потока на входе в воздухозаборник на 6%. Также здесь был применён особый способ охлаждения лопаток посредством пропускания воздуха через систему отверстий на их вогнутой стороне. На выходе камеры сгорания в M701F стал использоваться более совершенный материал – сплав MAG240 на основе никеля. За счёт улучшения системы охлаждения стенок камеры сгорания и антивибрационного экрана повышены как эффективность охлаждения, так и долговечность самой камеры сгорания.
ГТУ Siemens SGT5-4000F (V94.3A)
Наряду с турбинами предельной мощности, для гармонично развитой энергетики необходимы турбины малой мощности (порядка 25 МВт), требующие малых капиталовложений, с кратким сроком сооружения энергетического блока, предельно полно удовлетворяющие специфические особенности конкретного заказа. 4.1.2. Турбины НЗЛ «Невский завод»
АООТ «Невский завод» имеет большой опыт и давние традиции в создании приводных и энергетических паровых турбин различных типов.
В 1940-х годах двадцатого века были выпущены паровые турбины типа АП мощностью от 2,5 МВт до 6,0 МВт на параметры пара с давлением 2,0…3,5 МПа и температурой 350-4350С и одним отбором пара при давлении 0,5 МПа.
В дальнейшем завод перешёл на преимущественное изготовление паровых турбин при переменной частоте вращения, предназначенных в качестве приводов для следующих агрегатов: - электрогенераторов; - воздуходувок; - насосов; - компрессоров; - нагнетателей и т.п. Паровые турбины для привода электрогенераторов, как правило, выполняются одноцилиндровые без промежуточного перегрева пара с переменной частотой вращения, с одним выхлопом в конденсатор с теплофикационными отборами и регулируемым отбором пара на производство. Регулирование давления пара для теплофикационных отборов здесь осуществляется поворотной диафрагмой; для производственного отбора – регулирующим клапаном. Многолетний опыт эксплуатации на предприятиях металлургической и химической промышленности приводных паровых турбин ОАО «Невский завод» (ОАО «НЗЛ») подтвердил их высокую надёжность.
С 1960-х годов до настоящего времени Невский завод (НЗЛ) специализировался на приводных паровых турбинах для компрессорных агрегатов, обеспечивающих воздухом доменные печи, блоки разделения воздуха, а также входящих в технологические линии химических производств. Турбокомпрессорный агрегат с приводной паровой турбиной является практически единственным источником энергии таких дорогостоящих технологических комплексов, как доменная печь, производство аммиака или этилена. В связи с этим к таким агрегатам предъявляются повышенные требования по надёжности и экономичности.
АООТ «Невский завод» также серийно выпускает приводные паровые турбины конденсационного и теплофикационного типов.
Турбины НЗЛ снабжены развитыми системами регенеративного подогрева питательной воды. Паровые турбины, как правило, одноцилиндровые. Начальные параметры свежего пара и диапазон мощностей турбин определяют конструктивные особенности проточной части, содержащей двух- или одновенечную регулирующую ступень и ступени давления активного типа с цилиндрическими лопатками. Лопатки последних ступеней выполнены закрученными.
Такая компоновка проточной части позволяет снизить потери с протечками за счет применения диафрагменных и бандажных уплотнений, а также облегчает организацию отборов пара в систему регенеративного подогрева конденсата и питательной воды. Таблица 4.2. Основные типы турбин, выпускаемых ОАО «Невский завод»
В СССР производство паровых турбин малой мощности в довоенные и первые послевоенные годы базировалось на нескольких заводах и было дополнительным к основной номенклатуре с малым объёмом выпуска и большим разнообразием конструктивных типов.
С 1950 г. производство паровых турбин малой мощности начало концентрироваться на Калужском турбинном заводе, что позволило организовать проектирование и производство их на более высоком уровне и обеспечить существенное повышение технических характеристик и создание широкой номенклатуры различных типов комплектных паровых турбин на базе агрегатирования проточных частей, базовых деталей и блочного вспомогательного энергетического оборудования.
Программа КГПТУ морской университета (Санкт-Петербург)
Для ГПУ 2х1 с мощностью 750 МВт предлагается использование паровой турбины К-300-23,5 (ОАО «ЛМЗ») при реконструкции по газопаровому циклу действующих паротурбинных ТЭС во Вьетнаме.
Турбины К-300-23,5: трёхцилиндровая конденсационная турбина с промежуточным перегревом пара, тремя выхлопами в конденсатор и развитой системой регенеративного подогрева питательной воды.
Использование существующей паровой турбины, спроектированной на определенные параметры пара, в новом проекте с новыми параметрами предопределяет ряд трудностей при составлении расчетной модели ГПУ. Изменение входного давления, а также массового и объемного расходов пара через отсеки турбины вызовет изменение их внутренних относительных КПД и давлений по всей проточной части. Закрытие нерегулируемых отборов пара и добавление к потоку пара высокого давления за ЦВД пара низкого давления приведет к тому, что по проточной части массовый расход пара будет расти, тогда как в паровых турбинах некомбинированного цикла он всегда уменьшается [30, 31, 32]. Для точной оценки параметров работы К-300-23,5 после перевода ее в парогазовый режим необходим расчет проточной части
Для оценки различных вариантов тепловых схем значения давлений и внутренних относительных КПД в цилиндрах паровой турбины принимались в соответствии с параметрами и расходами пара (см. табл. 4.8.) [33].
Пар от двух котлов-утилизаторов поступает на турбину К-300. Параметры острого пара снижены с 23,5 МПа и 545 до 16 МПа и 540 для обеспечения надежной циркуляции в испарительных контурах котлов-утилизаторов, а также продления срока службы паровой турбины. Основной конденсат подогревается в газовом подогревателе конденсата за счет рециркуляции до 60 и поступает в котел.
В качестве паротурбинной части блока ГПУ-750 или ГПУ-800 может использоваться паровая турбина К-300-23,5 после перевода ее на пониженные параметры пара, модернизации системы паровпуска, регулирующих ступеней, последних ступеней ЦНД, закрытия патрубков нерегулируемых отборов Внутренние относительные КПД частей турбины при этом практически изменятся.
Газопаровая установка ГПУ 3х1 с мощностью 1090 МВт. Пущенная в 2000 г. ФуМи-1 ТЭЦ г. БаРя-ВунгТау является первой и самой большой во Вьетнаме электростанцией, оснащенной мощными газопаровыми блоками бинарного типа (ГПУ-1090 МВт) с высокими экономическими показателями, недостижимыми. КПД энергетических блоков ГПУ-1090 МВт ТЭЦ в конденсационном режиме составляет более 54%. ГПУ ФуМи-1 состоит из: - трех газовых турбин M701F фирмы Mitsubishi Japan: 243х3 МВт; - трех котлов-утилизаторов; - одной паровой турбины TC2F40 фирмы Mitsubishi Japan: 360 МВт; - соответствующего числа генераторов. Для ГПУ 3х1 с мощностью 1090 МВт предлагается использование паровой турбины К-300-240-2 (ОАО «ЛМЗ») при реконструкции по газопаровому циклу действующих паротурбинных ТЭС во Вьетнаме.
Паровая турбина К-300-240-2: трёхцилиндровая конденсационная турбина без регулируемых отборов пара, номинальной мощностью 300 МВт с частотой вращения ротора 3000 об/мин, выпускаемая ОАО «ЛМЗ», предназначена для непостредственного привода генератора переменного тока типа ТВВ-320-2 и для работы в блоке с паровым котлом [34]. Турбина снабжена регенеративным устройством для подогрева питательной воды; предусмотрен отбор на турбопривод.
Продольный разрез паровой турбины К-300-240-2 приведен на рис.4.2. В таблице 4.9 приведены основные номинальные параметры турбины.
Рисунок 4.2. Продольный разрез паровой турбины: К-300-240-2 Конструкция турбины: турбина представляет собой одновальный трехцилиндровый агрегат с тремя выхлопами в один общий конденсатор. Турбина выполнена с сопловым парораспределением. Свежий пар подводиться в среднюю часть ЦВД турбины через два блока стопорных и регулирующих клапанов, расположенных по обе стороны цилиндра. ЦВД имеет внутренний и наружный корпуса с горизонтальными разъемами каждый. Четыре паровпускных штуцера вварены в среднюю часть наружного корпуса и подвижно соединены при помощи поршневых колец с горловинами внутреннего корпуса, к которым приварены сопловые коробки. Проточная часть ЦВД разделена на два последовательных потока. Первый (левый) поток состоит из одновенечной регулирующей ступени и пяти ступеней давления и направлен от середины цилиндра в сторону переднего подшипника турбины. Выйдя из внутреннего цилиндра, пар совершает поворот на 180 и, омыв снаружи и охладив внутренний цилиндр и паровпускные штуцера, проходит через группу из шести ступеней давления, расположенных в наружном корпусе ЦВД и образующих второй (правый) поток, направленный от середины цилиндра в сторону генератора.
После ЦВД пар отводится для промежуточного перегрева в котлоагрегат, из которого направляется в ЦСД через две паровые коробки. В каждой коробке расположен один автоматический стопорный клапан и один регулирующий. ЦСД прямоточный и конструктивно выполнен из трех частей. Проточная часть ЦСД делится на часть среднего и часть низкого давления. Парораспределение ЦСД – дроссельное. Регулирующие клапаны работают одновременно и подводят пар через общую камеру по всей окружности соплового аппарата.
Проточная часть ЦСД состоит из 12 ступеней давления, образующих собственную часть среднего давления турбины. Из расположенной за 12-й ступенью камеры ЦСД две трети парового потока отводятся по перепускным трубам, помещенным под площадками по обе стороны турбины, в среднюю часть ЦНД. Остальная треть парового потока проходит через пять ступеней давления, образующих часть низкого давления ЦСД, и выхлопной патрубок в один общий конденсатор, принимающий пар из выхлопных патрубков ЦНД. ЦНД – двухпоточный, причем проточная часть каждого потока содержит по пять ступеней давления (встречного вращения) на общем валу. Конструкция подвески внутренней средней части ЦНД допускает ее свободное тепловое расширение в наружном корпусе. Рабочие лопатки последней ступени ЦНД имеют рабочую длину 755 мм при среднем диаметре 2275 мм. Ротор ЦВД – цельнокованый. Ротор среднего давления имеет 12 дисков, откованных заодно с валом, и пять посадных дисков ЦНД.
Ротор ЦНД состоит из вала, на котором насажено 10 дисков, по пять на каждый поток. Все роторы турбины выполнены гибкими. Роторы высокого и среднего давления соединены жесткой муфтой и имеют общий комбинированный опорно-упорный средний подшипник, фуксирующий осевое положение всего валопровода турбины и генератора. Роторы среднего и низкого давления турбины соединены жесткой муфтой, роторы турбины и генератора тоже - жесткой муфтой. на переднего с приводом от около
Выбор российских паровых турбин для работы в составе газопаровых установок во Вьетнаме
Анализ результатов I этапа (рис.5.7а) испытаний показал, что расхождение значений относительного внутреннего КПД ЦВД в опытах с включенной и отключенной регенерацией до реконструкции (I этап) составляет от 1,0% до 1,5%, в то время как в опыте после реконструкции (II этап) оно близко к нулю [39].
Анализ результатов III этапа (рис.5.7б) и сравнение с результатами, полученными во II этапе, позволяет сделать вывод о том, что расхождение значений относительного внутреннего КПД ЦВД в опытах с включенными и отключенными ПВД практически отсутствует, из чего можно сделать заключение: за шесть лет эксплуатации не произошло существенного увеличения протечек через надбандажные сотовые уплотнения. Вместе с тем, зафиксировано незначительное снижение КПД ЦВД на 1,52% в абсолютных величинах, причинами которого явились эрозионный износ лопаток регулирующей ступени, а также механические повреждения рабочих и направляющих лопаток в проточной части ЦВД.
Результаты представленных тепловых испытаний паровых турбин К-300-240 ст.№4 Каширской ГРЭС подтверждают, что применение сотовых надбандажных уплотнений в проточных частях позволяет повысить относительный внутренний КПД ЦВД за счёт снижения перетоков пара в уплотнениях, при этом, в течение межремонтного периода сохраняются стабильными термодинамические характеристики цилиндра.
Цилиндр низкого давления паровой турбины К-300-240-2 – двухпоточный, причем проточная часть каждого потока содержит по пять ступеней давления (встречного вращения) на общем валу. Конструкция подвески внутренней средней части ЦНД допускает ее свободное тепловое расширение в наружном корпусе. Рабочие лопатки последней ступени ЦНД имеют рабочую длину 755 мм при среднем диаметре 2275 мм.
Рассмотрим влияние КПД цилиндра низкого давления паровой турбины К-300-240-2 (ОАО «ЛМЗ») на КПД и мощность ГПУ-1090 (станция ФуМи-1).
Пример повышения экономичности ЦНД турбины К-300-240-2 По данным Ленинградского Металлического Завода (ЛМЗ) модернизация ЦНД приводит к увеличению его средневзвешенного относительного внутреннего КПД по состоянию перед соплами (оi) на 8,3% (рис.5.10) [36]. Составляющие повышения экономичности ЦНД: - удаление демпферных связей из проточной части; - направляющие лопатки с тангенциальным навалом; - цельнофрезерованные бандажи, сварные диафрагмы; - согласование поточных и скелетных углов; - плавные меридиональные обводы; - отсос плёночной влаги; - модернизация выхлопного патрубка; - развитые диафрагменные уплотнения; - новая конструкция надбандажных уплотнений [40].
Способы модернизации турбины К-300-240-2 (Блок №2 на Зуевской ТЭС) [41] Модернизация турбоагрегата предусматривала: - модернизацию ЦНД; - восстановление проточной части ЦВД с элементами модернизации; - восстановление проточной части ЦСД с элементами модернизации; - увеличение пропускной способности турбины. Цилиндр низкого давления турбины К-300-240-2, разработанный в 50 годы
ХХ столетия, за основными техническими решениями не отвечает современным требованиям. Поэтому было весьма целесообразно заменить все основные элементы ЦНД II-го и III-го потока установлением проточной части турбины К-325-23,5 (со сварным ротором, новой обоймой и концевыми уплотнениями), а в I-ом потоке ЦНД установить новую 5 ступень с рабочей лопаткой длиной 1030 мм, от аэродинамического совершенства которой в значительной степени зависит экономичность и надежность турбоагрегата. Таким образом, нужно было выполнить замену на элементы, спроектированные с использованием опыта эксплуатации и современных научных достижений в отрасли турбиностроения, на такие, которые отличаются повышенной экономичностью и надежностью, с обеспечением максимального использования узлов работающей турбины
К-300-240-2, пригодных для последующей эксплуатации. Проточная часть I, II и III потоков ЦНД модернизируемой турбины К-300-240-2 показана на рис.5.11, 5.12.
Модернизация ЦНД выполнялась с сохранением существующего внешнего корпуса. Одновременно выполнялись усовершенствования паровпуска, диафрагменных и концевых уплотнений, замена крепежных деталей и уплотнение горизонтального разъема ЦНД.
Предложенная модернизация ЦНД не требовала усиления фундамента и опор подшипников. Питание маслом подшипников проводится из существующей системы. Модернизация ЦНД предусматривала сохранение существующей конструкции масляных уплотнений вала ЦНД, включительно с маслоотбойными кольцами. под ипника и тельно в полнено: автоматизация системы III пника и. Дополнительно ция системы охлаждения выхлопных патрубков ЦНД I, II, потоков; внедрение необходимого объема контрольно-измерительных приборов, которые должны обеспечить управление охлаждением ЦНД, контроль температуры пара на выхлопе из ЦНД, защиту лопаточного аппарата от перегрева, защита от повышения давления на выхлопе из ЦНД; усовершенствование конструкции паровпускного тракта; замена крепления разъема ЦНД; замена крепления муфты РСД-РНД и муфты РНД-РГ. Учитывая, что масса сварного РНД лишь немного отличается от массы РНД с насадными дисками, эксплуатация турбин возможна со старыми