Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

Модернизация турбин ЛМЗ и Турбоатома с применением технических решений Siemens


Рудольф Вольф и к.т.н Клаус Романов, Siemens Power Generation, Muelheim/Ruhr, Germany


Siemens имеет богатый опыт модернизации паровых турбин тепловых и атомных электростанций, которые проводятся с целью повышения их экономичности, маневренности и продления их ресурсов. Современные технологии и технические решения, которые 8iегтIепБ использует для своих турбин, могут быть применены и при проведении модернизации мощных турбин производства ЛМЗ и ОАО Турбоатома.

Ниже будут представлены проекты различных вариантов модернизации проточной части цилиндров, системы регулирования и защиты, реализованных 8iегтIепБ на Украине, в Узбекистане, в Греции и Китае с участием завода оригинального производителя и без него. Все здесь представленные технические решения в большем или меньшем объеме были реализованы во всех четырех рассматриваемых ниже случаях, но, чтобы не повторяться, о них будет говориться только в одном из проектов.

Модернизация турбин К-200-13О в Китае

Турбина ЗОО МВт (рис. 1), работающая с параметрами свежего пара 130 бар и температурой 540 °С, была выпущена Ленинградским Металлическим Заводом в большом количестве и экспортирована во многие страны мира, в том числе и в Китай. Её характерной особенностью является ступень «Баумана в проточной части цилиндра низкого давления. Известно, что такой цилиндр имеет низкий внутренний к.п.д.

В 1999 году Siemens подписал контракт с китайской корпорацией «China National Technical Import and Export Corporation» на модернизацию проточной части ЦНД в шести турбинах с целью повысить экономичность турбины.

Концепция Siemens предусматривала замену старого ротора с насадными дисками и направляющего лапоточного аппарата при сохранении наружного корпуса. Новая проточная часть состоит из цельнокованного ротора, внутреннего корпуса с направляющими лопатками первой и второй ступеней и двух венцов с направляющими лопатками третьей и четвертой ступеней. Венцы соединены между собой.

Все новые детали рассчитаны на общий срок службы 30 лет или 200.000 часов эксплуатации.

При работе цилиндра согласно инструкции по эксплуатации первый капитальный ремонт должен состояться лишь после 100.000 часов работы цилиндра.

Вес нового ротора по сравнению со старым увеличился с 35 т до 52 т. Поэтому были приняты меры по увеличению жёсткости наружного корпуса. Оптимальное расположение дополнительных элементов жёсткости определялось с помощью современной компьютерной программы.

На рис. 3 показана четверть наружного корпуса до и после увеличения жёсткости.

Таким образом, несмотря на увеличенный вес ротора, деформация корпуса, возникающая вследствие набора вакуума, осталась до и после реконструкции неизменной.


На рис. 4 представлены снимки с элементами жёсткости после сварки, а также мобильный станок, с помощью которого в верхней и нижней половинах наружного корпуса обрабатывались пазы для приёма направляющего аппарата.

Базой для создания новой проточной части являлось применение подходящей типовой группы последних ступеней (Рис. 5).


Siemens располагает целым рядом типовых групп последних ступеней, которые находят своё применение как в новых турбинах так и при модернизации старых. Эти группы отличаются друг от друга выходной площадью последней ступени. Каждая группа состоит из трёх ступеней, которые совместно с диффузором усовершенствованы относительно аэродинамики потока. Привязка к параметрам пара на входе в ЦНД в зависимости от конкретного случая осуществляется ступенями, в зависимости от заданного объёмного пропуска пара выбирается наиболее подходящий типоразмер, чтобы свести до минимума потери с выходной скоростью и тем самым повысить экономичность работы цилиндра.

Отличительной чертой всех типовых групп последних ступеней является то, что последняя ступень выполнена с единичными рабочими лопатками, имеющими в периферийной зоне сверхзвуковой профиль, а направляющие лопатки имеют тангенсиальный наклон, улучшающий распределение удельного массового расхода пара по высоте ступени.

Благодаря этому возможно выполнить последнюю ступень с большой корневой реакцией (около 20 %). Преимущество такой ступени заключается в хорошей работе без отрыва потока в корневой зоне в режимах с малым объёмным пропуском пара, т.е. без образования обратного вихря.

Предварительные расчёты показали, что оптимальным типоразмером для реконструкции ЦНД на китайской станции Шентоу являлась группа последних ступеней с выходной площадью 8 м2.

Последующие снимки (рис. 6) были сделаны во время проведения монтажных работ на этой станции.

В таблице приведены некоторые контрактные параметры, достигнутые и подтвержденные последующими гарантийными испытаниями:

дополнительное требование:

Отсутствие образования обратного вихря за последней ступенью при 20 - 30 % нагрузки и вакууме ниже 13 кПа.

Следует ещё упомянуть о том, что как в представленном, так и в последующих проектах, турбина была дооснащена системой гидроподъёма вала и системой охлаждения выхлопных патрубков.

Модернизация турбины К-300-240 ЛМЗ в Узбекистане

В том же 1999 году Siemens выиграл тендер на модернизацию турбин блоков Г 7 и 8 Сыр — Дарьинской ТЭС. Турбины 300 МВт с промперегревом работают на сверхкритических параметрах свежего пара: давление 240 бар и температура 540 °С. Задача прежде всего заключалась в модернизации частей низкого давления в рамках общего капитального ремонта всей турбины. Кроме этого, турбины были оснащены электронно-числовой системой регулирования и защиты.

На рис. 7 представлен продольный разрез турбины с модернизированными потоками части низкого давления. Забегая вперед, следует отметить, что на рисунке также изображен вариант модернизации цилиндра высокого давления, реализованный позже на двух турбинах в Греции.

Турбина имеет ЦВд, совмещённый ЦСд / ЦНдI и двупоточный ЦНд 2/3. Пар из всех трёх выхлопных патрубков части низкого давления поступает в один общий конденсатор.

Проточная часть низкого давления до реконструкции имела сильный эрозионный и коррозионный износ. Частично отсутствовали припаянные к входной кромке рабочей лопатки последней ступени стеллитные пластины, которые должны защищать входную кромку от эрозионного воздействия капель влажного пара. Коррозия, скорее всего, обусловлена спецификой воды в Узбекистане.

Ставка здесь делалась на технологию облопачивания, применяемую 8iегтiепБ. Рабочие лопатки последней ступени во всех типовых группах имеют достаточно длинную хорду (около 200 мм в периферийной зоне) по сравнению с оригиналом. Соответственно имеется примерно вдвое меньшее количество лопаток на венце.

На рис. 8 схематично представлена система влагоудаления.

Пустотельная направляющая лопатка имеет на вогнутой и выпуклой стороне шлицы, через которые отсасывается влага с её поверхности. Шлицы имеются также в наружной оправе направляющего аппарата. Вода дальше отводится через кольцевые камеры внутренней и наружной оправы в конденсатор. для защиты от эрозии входные кромки рабочих лопаток подвергаются специальной закалке пламенем.

до настоящего времени на турбинах Siemens серьёзных эрозионных повреждений не наблюдается.

Относительно двупоточного ЦНД концепция модернизации предусматривала полную замену ротора, внутреннего корпуса и лопаток на конструкцию SIEMENS. Старый ротор с насадными дисками был заменён на цельнокованный ротор.

Проточная часть левого и правого потока состоит из пяти ступеней. Последние ступени соответсвуют типовой группе ступеней с выходной площадью приблизительно 8 м2. Поскольку особенностью турбины К-3ОО-240 являлось совмещение первого потока ЦНД с цилиндром среднего давления, было принято решение сохранить ротор среднего давления, но заменить насадные диски в части низкого давления на диски с рабочими лопатками конструкции SIEMENS. Новая проточная часть этого потока имеет пять ступеней. Последние ступени соответствуют типовому размеру б3 м2. Выбор этого типоразмера был обусловлен наличием насадных дисков, которые насаживаются на вал с натягом, позволяющим полностью отказаться от шпоночного соединения. Ротора с такими насадными дисками SIEMENS широко использует в своих тихоходных атомных турбинах.

Поверхность дисков в процессе изготовления подвергалась специальной предварительной обработке с целью создания отрицательного поверхностного напряжения. Эта мера позволяет предотвратить возникновение коррозии под напряжением.

На левом снимке (рис. 9) представлен ротор среднего давления в момент насадки диска последней ступени. На правом — совмещенный ЦСД/ЦНД перед его закрытием.

Следует отметить, что типовые группы ступеней постоянно усовершенствуются. Так например, рабочие лопатки для этой модернизации имеют вплоть до предпоследней ступени цельнофрезерованные бандажные полки с усиками периферийного уплотнения.

В результате проведенного капитального ремонта всей турбины и модернизации проточных частей всех трех потоков мощность турбины повысилась на 15 МВт.

Модернизация турбины К-3ОО-240 ХТГЗ блока Г 8 Змиевской ТЭС, Украина

После аварии на Чернобыльской АЭС шла речь об отключении блоков этой станции. Взамен немецкое правительство открыло Украине кредитную линию на реконструкцию одного из угольных блоков.

61999 году консорциум немецких фирм под лидерством SIEMENS получил заказ на реконструкцию блока Г 8 Змиевской ТЭС, которая находится в 60 км от Харькова. Реконструкция блока ЗОО МВт охватывала котельное оборудование, АСУ ТП блока и турбинное оборудование.

По условиям контракта модернизация турбины ЗОО МВт была проведена совместно с фирмой ОАО Турбоатом, которая являлась в 1978 году первоначальным поставщиком этой турбины.

Турбина состоит из однопоточного ЦВД с сопловым парораспределением, совмещенного ЦСД /ЦНДI и двупоточного ЦНД2/3.

Блок, имеющий промперегрев пара, работает на сверхкритических параметрах свежего пара с давлением 240 бар и температурой 540°С.

Совместная концепция предусматривала замену ЦВД, регулирующих и стопорных клапанов высокого и среднего давления на конструкцию SIEMENS. Турбоатом полностью заменил совмещенный ЦСД/ЦНДI и проточную часть двупоточного ЦНД2/З при сохранении его наружного корпуса.

На рис. 10 представлен продольный разрез модернизированной турбины.

Цилиндр высокого давления 8iегтIепБ имеет наружный корпус безразъёмной конструкции. Это предотвращает возникновение высоких температурных напряжений в местах скопления металла, как это наблюдается на старых ЦВд в местах фланцевого соединения верхней и нижней половин наружного корпуса. Благодаря почти совершенной осесимметрии, наружный корпус имеет относительно малую толщину стенки. Эта конструкция позволила полностью отказаться от системы фланцевого обогрева в части цилиндра высокого давления.

Внутренний корпус состоит из двух половин, соединённых между собой фланцем. Поскольку на внутренний корпус действует лишь небольшой перепад давлений, то фланцевое соединение имеет достаточно малые размеры.

Описанная конструкция ЦВД обеспечивает высокую маневренность при эксплуатации цилиндра и короткое время пуска турбины. Срок эксплуатации такового цилиндра между капитальными ремонтами составляет 10 — 12 лет.

Проточная часть цилиндра высокого давления имеет современное реактивное облопачивание, обеспечивающее его высокую экономичность.

К.П.Д цилиндра, имеющего регулирующую ступень, составляет 88,5 %.

Лопатки установлены непосредственно в пазы ротора и в пазы внутреннего корпуса. Конструкция ротора — цельнокованная, барабанного типа. Его первая критическая скорость выше номинальной скорости вращения валопровода.

В конструкции ЦВД были сохранены сопловое парораспределение и регулирующая ступень. Пар подводится к сопловым коробкам, выполненным в виде диффузора, через четыре паровпускных патрубка. Верхние патрубки непосредственно соединены с двумя регулирующими клапанами. Нижние патрубки соединены посредством перепускных паропроводов с двумя комбинированными стопорно-регулирующими клапанами. На рис. 11 показано расположение клапанов возле турбины высокого давления и турбины среднего давления.

Стопорно-регулирующие клапаны среднего давления также входили в объем поставок SIEMENS

Во время модернизации существующая система гидромеханического регулирования и защиты турбины была полностью заменена на электронно-гидравлическую систему, которую SIEMENS широко применяет в своих турбинах. Система состоит из электронно-цифрового регулятора и защиты турбины и из электрогидравлической части, использующей промышленную гидравлику с давлением 160 бар.

В качестве электронно-цифровой части была установлена система Simadyn и Simatiс. Электрогидравлическая часть состоит из электрогидравлических приводов, установленных на каждом клапане и центральной напорной гидроустановки. На рис. 12 представлен электрогидравлический привод регулирующего клапана.


Поршневой шток электрогидравлического привода (ЭГП) регулирующего клапана перемещается под действием высоконапорной рабочей жидкости, преодолевая силу сопротивления пружинного пакета.

В сервомоторе положение поршня регулируется с помощью сервоклапана. Точное позиционирование поршня контролируется бесконтактным датчиком положения.

Путем непрерывного сравнения заданного и фактического положений поршня устанавливается любое положение регулирующего клапана.

Приводы стопорного и регулирующего клапанов имеют функцию быстрого закрытия. Благодаря обесточиванию двух дублирующих друг друга соленоидов в случае аварийного останова турбины сбрасывается давление под поршневым штоком и клапан закрывается под воздействием разжимающейся пружины.

Каждый привод подключен к центральной контейнерной напорной гидроустановке отдельными напорными и сливными трубопроводами (рис. 13).Таким образом, напорная гидроустановка, трубопроводы и ЭГП образуют замкнутую систему.

Используемая рабочая жидкость является негорючей. В контейнере установлены бак с рабочей жидкостью, рабочий и резервный насосы. Для охлаждения и очистки рабочей жидкости в контейнере имеется отдельный сервисный контур.

Рис. 13.

Представленная электрогидравлическая часть в сочетании с электронно-цифровой частью системы регулирования имеет ряд преимуществ, некоторыми из которых являются:

• высокая чувствительность и качество регулирования, поскольку отсутствуют гидромеханические элементы, имеющие гистерезис;

• каждый клапан может регулироваться регулятором турбины индивидуально,

• нелинейные характеристики открытия клапанов хранятся в электронной части регулирования и могут быть легко изменены;

• снижение объема затрат на профилактические ремонты.

Идивидуальное управление каждого клапана дает возможность реализовать программу автоматического испытания защитной функции клапанов во время работы турбины под нагрузкой. При этом электронная часть системы регулирования контролирует время аварийного закрытия каждого клапана в отдельности.

На рис. 14 представлен снимок ЦВД с верхними регулирующими клапанами.


Оригинальным решением является установка гидравлического валоповоротного устройства (рис. 15). для вращения ротора во время прогрева турбины перед пуском и во время остывания турбины после её останова 8iегтIепБ использует гидравлический мотор с обгонной муфтой. Крутящий момент гидромотора рассчитан таким образом, что при малейшем соприкосновении ротора с какой-либо неподвижной частью турбины ротор прекращает вращаться. А поскольку соприкосновение чаще всего происходит в уплотнениях, которые для обеспечения высокой экономичности цилиндров выполнены с малыми радиальными зазорами, то удаётся избежать повреждения уплотнений. Гидромотор установлен на торцевой стороне корпуса переднего подшипника турбины и соединён с ротором турбины через промежуточный профильный вал.

Он приводится в действие маслом из системы гидравлического подъема валопровода. При включении или отключении системы гидроподъема автоматически под воздействием масла включается и отключается и гидромотор. Число оборотов ротора в режиме валоповорота устанавливается на блоке управления гидромотора ручным вентилем. Скорость вращения составляет 50 — 60 об/мин.


В результате реконструкции и повышения внутреннего КПД номинальная мощность модернизированной турбины составляет 325 МВт. Блок является сегодня самым маневренным из всех блоков 300 МВт на Украине.

Модернизация турбины К-3ОО-170 ЛМЗ блока Г З и 4 ТЭС Кардия, Греция:

Следующая станция, на которой SIEMENS провёл модернизацию двух турбин завода ЛМЗ мощности 300 МВт - станция Кардия на севере Греции. Проект финансировался Европейским сообществом с целью повышения экономичности блоков и снижения выбросов в окружающую среду. Тендер выиграл SIEMENS. Контракт был подписан весной 1999 г.

Конструкция турбины сходна с Сыр-Дарьинской. Однако турбина кардия спроектирована на параметры свежего пара 170 бар / 540°С и на параметры промежуточного перегрева 40 бар /540 °С. Исходная номинальная мощность составляла 306 МВт. ЦВД имеет сопловое парораспределение с регулирующей ступенью и на паровпуске четыре регулирующие клапана.

На рис. 16 представлен продольный разрез уже модернизированной турбины.

В этом проекте был учтен опыт модернизации турбин Змиевской и Сыр-Дарьинской ТЭС. Концепция SIEMENS предусматривала полную замену роторов, внутренних корпусов и лопаток ЦВД и двупоточного ЦНД. Кроме того, все подшипники турбины и генератора были оснащены системой гидроподъема. Гидравлическая система регулирования была заменена на электронно-цифровую систему Teleperm ХР.

Цилиндр высокого давления был переоснащен реактивным лопаточным аппаратом. для этого ротор, внутренний корпус и обойму с направляющими лопатками заменили на новые (рис. 17).

Паровпускные патрубки, через которые подводится пар к внутреннему корпусу, были оснащены [-образными подвижными уплотнительными кольцами, допускающими свободное тепловое расширение внутреннего корпуса. Это испытанная конструкция хорошо зарекомендовала себя на многих турбинах SIEMENS (рис. 18).

Проведение этих мероприятий требовало предварительной доработки наружного корпуса ЦВД, для чего он был демонтирован и отвезен на местный греческий завод. Там же были срезаны старые и приварены новые паровпускные патрубки (рис. 19)

Неудовлетворительное скольжение корпусов первого и второго подшипников — явление известное. дело в том, что фикспункт турбин этого типа находится в районе корпуса низкого давления и тепловое расширение турбины происходит в сторону переднего подшипника. для улучшения скользящей способности корпусов первого и второго подшипника между ними и фундаментной рамой поместили специальные плиты скольжения. Плиты находятся в кассетах, которые для проверки и очистки извлекаются, если слегка приподнять корпус подшипника. Такие же плиты установлены под лапами корпуса ЦВД и ЦСД. Под плитами размещены прокладки, облегчающие центровку турбины (рис. 20).

Концепция модернизации двупоточного ЦНД аналогична Сыр-Дарьинской. Однако на Кардии замена лопаточного аппарата привела к заметному увеличению выхлопной площади по сравнению со старой, вследствие этого к уменьшению потерь с выходной скоростью и повышению экономичности цилиндра.

В отличие от Сыр-Дарьинской турбины проточная часть совмещенного ЦВД/ЦНДI за исключением диафрагм первой и второй ступени части низкого давления осталась неизменной. Диафрагмы были заменены на диафрагмы с меньшим проходным сечением с тем, чтобы увеличить пропуск пара через новую и более экономичную проточную часть двупоточного цилиндра низкого давления.

Переход на электронно-цифровую систему регулирования и защиты турбины потребовал изменений в существующей гидравлической системе регулирования и защиты, а также изменения приводов клапанов. Гидравлические датчики оборотов были заменены электрическими (рис. 21). Это позволило полностью удалить коробку регулирования совместно с гидромеханическим автоматом безопасности. Далее на всех сервомоторах регулирующих клапанов были установлены электрические сервовентили, которые управляют золотниками сервомоторов. Таким образом, обеспечивается непосредственное электрическое управление приводом клапана. Точное позиционирование штока клапана контролируется бесконтактным датчиком положения.

Быстрое закрытие регулирующих и стопорных клапанов обеспечивается новым электрогидравлическим блоком «2 из 3». На блоке установлены три электромагнитные клапана. В случае одновременного открытия двух из трёх клапанов сбрасывается давление масла в системе регулирования и защиты, и клапаны турбины мгновенно закрываются. Электромагнитные клапаны закрыты только при постоянно действующем токе. Таким образом, надежно обеспечивается аварийный останов турбины в случае обесточивания.

Проведённые мероприятия дали следующие результаты:

• увеличение мощности турбины на 15— 20 МВт, что превышает гарантированную величину,

• достигнут гарантийный удельный расход тепла,

• турбина успешно осуществила сброс нагрузки до собственных нужд станции.

В заключение следует отметить, что в настоящее время подобная модернизация проводится на соседней станции «Агиос Димитриос совместно с ОАО Силовые Машины, В объем работ ОАО Силовые Машины входит модернизация ЦСД и ЦНД, а в объём SIEMENS - аналогичная модернизация ЦВД и системы регулирования и защиты турбины. В отличие от Кардия в протоной части ЦВД применяется новейшее реактивное облопачивание (рис. 22).