Технический директор

НПП «АРМС»

_/Ушинин С.В./

« 20 « апреля 2011 г.

ТЕХНИЧЕСКИЙ ОТЧЕТ

по результатам эксплуатации надбандажных сотовых уплотнений

3-12 ступеней ЦВД турбины К-300-240 ст. № 4 Каширской ГРЭС

филиала ОАО «ОГК-1».

Исполнитель: Ведущий инженер Яровой И.М.

НПП «АРМС»

Москва, 2011 г.

ОГЛАВЛЕНИЕ

№стр.

1. Введение……………………………………………

2. Описание конструкции……………………………………………………….. 3. Оснащение ЦВД сотовыми надбандажными уплотнениями………………... 4. Состояние проточной части до и после модернизации в 2004г.…..……….. 5. Комплекс тепловых испытаний………………………………………………. 6. Оценка состояния турбины после установки сотовых уплотнений….......... 7. Состояние проточной части ЦВД и ЦСД после шести лет эксплуатации ………………………………………………………………….. 8. Выводы………………………………………………………………………… 9. Список литературы…………………………………………………………….. 10. Приложения Приложение 1 – Технический акт по работам выполненным в период капитального ремонта турбины К-300-240 ст. №4 Каширской ГРЭС в 2004г. 10.2 Приложение 2 - Программа тепловых испытаний…………………………. 10.3 Приложение 3 – Письмо №16-18а/10 от 28.06.06г. «О работе сотовых надбандажных уплотнений ЦВД бл.4»…………………………………………..

Введение Паровая турбина К-300-240 ст. №4 Каширской ГРЭС фил. ОГК- (зав. №1345), 1974 г.в., производства ЛМЗ филиал ОАО «Силовые машины».

Турбина на момент установки сотовых надбандажных уплотнений и проведения второго этапа испытаний имела наработку 190 443 час, на момент проведения третьего этапа - 226 875 час.

Изготовитель сотовых надбандажных уплотнений: ФГУП НПП «Мотор»

г. Уфа.

Разработка конструкции, поставка, проведение шеф-монтажных работ:

НПП «АРМС», г. Москва.

Выполнение работ по установке: ЦРМЗ филиал ОАО «Мосэнерго», г.Москва Комплекс тепловых испытаний турбины был проведен филиалом ОАО «Инженерный центр ЕЭС» – «Фирма ОРГРЭС» совместно с персоналом Каширской ГРЭС и НПП «АРМС» по программе согласованной с заводом изготовителем турбины «ЛМЗ» филиал ОАО «Силовые машины».

Описание конструкции Сотовые надбандажные уплотнения впервые в отечественной практике были установлены на турбоагрегатах К-300-240 производства «ЛМЗ» на «Каширской ГРЭС-4» ст.№4 и «Черепетской ГРЭС» ст. № 6 во время проведения капитальных ремонтов в 2004г. Решение об их установке было принято после нескольких лет успешной эксплуатации сотовых надбандажных уплотнений на турбинах ПТ-60/75-130/13, Т-100-130, Р-40-130 на электростанциях ОАО «Башкирэнерго» и ОАО «Мосэнерго» [ 1,2,3 ].

Указанные турбины К-300-240 конструктивно имели различные проточные части ЦВД [4], поэтому и технические решения при их оснащении сотовыми надбандажными уплотнениями были различны.

Для турбоагрегата «Черепетской ГРЭС» за основу была принята конструкция апробированная на турбинах класса ПТ-60, Т-100 рис.1, для турбоагрегата «Каширской ГРЭС» была использована вновь разработанная конструкция, показанная на рис.2.

Рис.1 Конструкция надбандажных сотовых Рис.2 Конструкция надбандажных уплотнений применяемая в козырьках сотовых уплотнений применяемая диафрагм. в обоймах и внутреннем цилиндре Оснащение ЦВД сотовыми надбандажными уплотнениями Доработка проточной части К-300-240 ст. №4 Каширской ГРЭС выполнялась на ЦРМЗ филиал ОАО «Мосэнерго» в 2004г и включала в себя следующие операции:

- проточка внутреннего цилиндра и обойм диафрагм ЦВД;

- установка сотовых вставок в доработанные элементы статора с их последующим закреплением штифтами;

- наварка (восстановление) гребней ротора;

- финишная проточка сотовой поверхности вставок в чистовой размер;

- контрольная сборка проточной части.

На фото 1-8 показаны операции доработки элементов проточной части ЦВД.

Фото 1. Демонтаж уплотнительных Фото 2. Доработка внутреннего корытообразных вставок типа Х-6 цилиндра и обойм ЦВД Фото 3. Приварка гребней на бандажах ротора Фото 5. Разметка и сверление сотовых вставок под установку штифтов доработанные узлы статора вставок, установленных на узлы статора Состояние проточной части до и после модернизации О состоянии ЦВД турбины до и после капитального ремонта можно судить по формулярам зазоров и актам о проведенных работах (Приложение 1), выполненных ремонтной организацией. Отмечено, что никаких дополнительных работ, кроме установки сотовых уплотнений, способных повлиять на экономичность ЦВД не проводилось.

На рис.3 приведены формулярные значения фактических зазоров по ступеням ЦВД, до и после установки сотовых надбандажных уплотнений.

Анализ представленных данных показывает, что при установке сотовых уплотнений, были назначены меньшие радиальные зазоры, чем при применении классических осерадиальных уплотнений. Разница значений по ступеням в среднем составила около 2 мм.

Рис.3 Формулярные значения фактических зазоров по ступеням ЦВД В конечном счете, уменьшение радиальных зазоров обеспечило более высокую экономичность цилиндра высокого давления, без снижения надежности и безопасности эксплуатации. В дальнейшем опыт применения сотовых уплотнений с назначением минимальных радиальных зазоров был использован при модернизации турбоагрегатов класса К-300, в том числе, и с реактивным облопачиванием.

С целью определения эффективности модернизации проточной части ЦВД надбандажными сотовыми уплотнениями, а также оценки стабильности характеристик в процессе межремонтного периода эксплуатации специалистами ОАО «Фирма «ОРГРЭС», были проведены тепловые испытания блока К-300-240 ст.№4 на «Каширской ГРЭС». Первый и второй этапы испытаний были выполнены в 2004г.

(март-август) – до и после установки сотовых уплотнений, третий этап в 2009г. (ноябрь) через пять лет эксплуатации. Турбина на момент проведения второго этапа испытаний после установки сотовых надбандажных уплотнений имела наработку 190 443 час, на момент проведения третьего этапа – 226 875 час, таким образом, эксплуатация турбины с сотовыми уплотнениями составила 36 432 часа в том числе:

за 2004 год – 4 006 часов (с 04.07.2004г.);

за 2009 год – 4 555 часов (на 25.11.2009г.);

Целью испытаний первого и второго этапа являлось определение единовременного (разового) эффекта от замены осерадиальных надбандажных уплотнений ЦВД на сотовые.

На третьем этапе определялся фактор стабильности достигнутых значений относительно внутреннего КПД ЦВД через пять лет эксплуатации, путем сравнения значений с результатами, полученными на втором этапе испытаний.

Программы и методика проведения тепловых испытаний были согласованы с СКБ «Турбина» ЛМЗ филиал «Силовые машины».

Для минимизации погрешностей конечного результата, испытания проводились по разработанной единой технической программе (Приложение 2) с использованием одних и тех же средств изменений с оценкой экономического эффекта двумя независимыми методами:

- путем сравнения электрической мощности турбоагрегата;

- путем сравнения расхождения величин внутреннего относительного КПД ЦВД в опытах с отключенной и включенной регенерацией (подогреватели высокого давления).

Расходы свежего пара, питательной воды и основного конденсата при испытаниях определялись с помощью эксплуатационных расходомеров, измерительные каналы которых поверялись с помощью образцового калибратора «SI-Instruments».

Давление пара по проточной части и перед регенеративными подогревателями измерялись манометрами кл.0,6 с их предварительной поверкой.

Температуры, с помощью которых рассчитывался внутренний КПД ЦВД, измерялись эксплуатационными термопарами, поверенными в соответствии с требованиями норм. Электрическая нагрузка измерялась двумя поверенными ваттметрами ОРГРЭС кл.0,2. Схема установки датчиков и точки замера параметров показаны на рис.4. Во время каждого этапа были проведены по 9 опытов, из них 5 – по проектной схеме с включенными ПВД и 4 опыта – с отключенными ПВД. Длительность каждого опыта составляла не менее 40 минут.

Величины внутреннего КПД ЦВД рассчитывались с помощью компьютерной программы Е3_00, разработанной ЛМЗ филиал ОАО «Силовые машины». Методологически оценка эффективности реконструкции уплотнений ЦВД основывалась на исследованном факте, определяющем, что часть высокотемпературных протечек через надбандажные уплотнения при включенной регенерации сбрасывается в соответствующие подогреватели, что приводит к снижению температуры пара после цилиндра, следовательно, рассчитанная величина внутреннего КПД будет выше, чем аналогичные значения в опытах с отключенной регенерацией [6].

Таким образом, по разнице температур пара за ЦВД, (а, следовательно и по КПД, как функции этой температуры) в опытах с включёнными и отключёнными ПВД можно судить о величине суммарных протечек через надбандажные уплотнения, т.е. об их эффективности.

Рис.4 Схема установки датчиков, точки замеров параметров турбины К-300-240 ст. № Необходимо отметить, что предложенный способ оценки эффективности сотовых уплотнений в отличие, например, от метода непосредственного сравнения абсолютных значений внутреннего относительного КПД между этапами, имеет ряд важных преимуществ, основные из которых следующие:

- практически исключается влияние накопленной метрологической погрешности ввиду применения одних и тех же средств измерения, характеристики которых могли измениться в течение пятилетнего периода эксплуатации;

- исключается влияние прочих факторов, способных повлиять на экономичность цилиндра (солевой занос, износ соплового и лопаточного аппарата и т.д.), кроме изменения протечек.

Расчеты и проведенные анализы показали, что расхождение значений относительного внутреннего КПД ЦВД в опытах с включенной и отключенной регенерацией до реконструкции (первый этап) составляет от 1,0% до 1,5%, в то время как в опыте после реконструкции (второй этап) оно близко к нулю рис.5,6.

Анализ полученных данных показывает, что установка сотовых надбандажных уплотнений обеспечивает уменьшение суммарных протечек в цилиндре высокого давления.

Рис.5 Изменение внутреннего относительного КПД ЦВД турбины К-300-240 до установки Рис.6 Изменение внутреннего относительного КПД ЦВД турбины К-300-240 после установки Целью третьего этапа испытаний являлась оценка стабильности характеристик ранее полученного эффекта. Аналогично первым двум этапам проведенных испытаний в третьем был также принят метод сравнения величин внутреннего относительного КПД ЦВД в опытах с включенной и отключенной регенерацией. В третьем этапе испытаний были полностью повторены режимы работы турбоагрегата, которые были на первом и втором этапах.

Анализ результатов третьего этапа рис.7 и их сравнение с результатами, полученными ранее, позволяет сделать вывод о том, что расхождения значений относительного внутреннего КПД ЦВД в опытах с включенными ПВД и без них практически нет, а следовательно, величина суммарной протечки через надбандажные уплотнения осталась неизменной, что позволяет уверенно утверждать о стабильности характеристик сотовых надбандажных уплотнений в течение пятилетнего межремонтного периода.

Вместе с тем зафиксировано незначительное снижение КПД ЦВД в течение межремонтного периода на 1,5?2% в абсолютных величинах, причинами которого стали эрозионный износ лопаток регулирующей ступени, а также механические повреждения направляющих лопаток в проточной части ЦВД (см. фото в разделе «Состояние проточной части ЦВД и ЦСД после шести лет эксплуатации»), но не увеличение протечек через надбандажные сотовые уплотнения, что и было подтверждено в дальнейшем при осмотре проточной части турбины во время вскрытия цилиндров в период проведения капитального ремонта в 2010г.

Рис.7 Изменение внутреннего относительного КПД ЦВД турбины К-300-240 с сотовыми уплотнениями после пяти лет эксплуатации Оценка состояния турбины после установки сотовых уплотнений Необходимо отметить, что турбина К-300-240 ст.№ 4 «Каширской ГРЭС»

с момента установки надбандажных сотовых уплотнений имела сложный график нагрузки и фактически эксплуатировалась в режиме «дневной максимум – ночной минимум», что показано на рис.8 (выборка за июнь 2006г.), при этом за весь шестилетний период работы не было отмечено отклонений от норм и требований ПТЭ [5].

На рис.9 приведены статистические данные по изменению виброскорости на подшипниках турбоагрегата, соответствующие указанному графику изменения нагрузки.

Рис.8 График электрической нагрузки турбоагрегата К-300- Рис.9 Изменение вибрационного состояния турбоагрегата К-300- После проведения капитального ремонта турбины в 2010 году, по результатам дефектации сотовые надбандажные уплотнения были допущены к дальнейшей эксплуатации на следующий межремонтный период.

На рис.10 представлены данные вибрационного состояния (после капитального ремонта 2010г.) в зависимости от графика загрузки турбоагрегата, свидетельствующие о сохранении уровня вибрации подшипников №1 и №2 в пределах не превышающих нормы ПТЭ.

Рис.10 Вибрационное состояния подшипников и график электрической нагрузки турбоагрегата К-300-240 после капитального ремонта.

Дополнительно необходимо отметить, что анализ экономических показателей турбины (Приложение 3), выполненный специалистами «Каширской ГРЭС», позволил сделать следующий вывод: «годовой экономический эффект от внедрения за 2005г. (наработка турбины 5958 часов, Nср =217 МВт) составил 5 млн. руб., срок окупаемости установки сотовых надбандажных уплотнений 8-10 месяцев» (из отчета «Каширской ГРЭС» № 16-18а/10 от 28.06.2006г.) Состояние проточной части ЦВД и ЦСД после шести лет эксплуатации Во время проведения планового капитального ремонта (август-октябрь 2010г.) производился осмотр состояния проточной части ЦВД и ЦСД турбины К-300- ст. №4 Каширской ГРЭС (зав. №1345), в т.ч. надбандажных сотовых уплотнений 3-12 ступеней ЦВД, установленных при проведении капитального ремонта в 2004г, наработка турбоагрегата за межремонтный период (2004 – 2010 гг.) составила часа.

I. Результаты общего осмотра проточной части ЦВД В результате визуального осмотра проточной части ЦВД зафиксированы следующие повреждения, произошедшие в период эксплуатации турбоагрегата в 2004-2010 годов:

1. В верхнем левом сегменте сопловой коробки, во 2-ой от разъёма направляющей лопатке обнаружен вырыв участка размером 15 х мм. со стороны выходной кромки.

2. Отсутствие корытообразных уплотнительных вставок типа Х6 в обойме надбандажного уплотнения регулирующей ступени.

3. Деформация выходных кромок части направляющих лопаток 4, 6, 7, 9 и 12 ступеней.

4. Деформация выходных кромок на всех направляющих лопатках 2, и 11 ступеней.

5. В периферийной части направляющих лопаток 10, 11 и 12 ступеней незначительные размывы выходных кромок.

6. Состояние корытообразных уплотнительных вставок типа Х6 2 ступени удовлетворительное.

В результате визуального осмотра РВД зафиксированы следующие повреждения, произошедшие в период эксплуатации турбоагрегата в 2004-2010 годов:

1. Занижены в результате размыва паром входные кромки рабочих лопаток регулирующей ступени, имеются незначительные механические повреждения.

2. Имеются подрезы выходных кромок 25-35% рабочих лопаток регулирующей ступени в результате размыва паром, незначительные механические повреждения отдельных лопаток.

3. Механические повреждения на входной кромке бандажа рабочих лопаток регулирующей ступени.

Отдельные незначительные механические повреждения корней рабочих лопаток РС и диска в районе посадки лопаток со стороны паровпуска.

4. Забоины и отдельные сколы 1-го по ходу пара гребня бандажа рабочих лопаток РС длиной от 5 до 40 мм. (глубина сколов от мм. до полного скалывания участка гребня).

5. Механические повреждения входных кромок части рабочих лопаток и бандажа 2 ступени РВД.

6. Незначительные механические повреждения входных кромок части рабочих лопаток 7 ступени РВД.

7. Уплотнительные гребни бандажей 2-12 ступеней РВД находятся в удовлетворительном состоянии.

III. Результаты осмотра сотовых надбандажных уплотнений 3-12 ступеней ЦВД 1. Уплотнение 3 ступени: на 1-й (далее – нумерация по ходу пара) сотовой дорожке кольцевая выработка на входе, глубина выработки до 1,0мм, ширина - до 0,6 ширины дорожки. На 2-й сотовой дорожке кольцевая выработка на входе, глубина выработки до 0,7мм, ширина - до 0,3 ширины дорожки.

2. Уплотнение 4 ступени: на 1-й сотовой дорожке кольцевая выработка на входе, глубина выработки до 1,3мм, ширина - до 0, ширины дорожки. На 2-й сотовой дорожке кольцевая выработка на входе, глубина выработки до 1,0мм, ширина - до 0,4 ширины дорожки.

3. Уплотнение 5 ступени: на 1-й сотовой дорожке кольцевая выработка на входе, глубина выработки до 1,6мм, ширина - до 0,7 ширины дорожки. На 2-й сотовой дорожке кольцевая выработка на входе, глубина выработки до 1,2мм, ширина - до 0,4 ширины дорожки.

4. Уплотнение 6 ступени: на 1-й сотовой дорожке кольцевая выработка на входе, глубина выработки до 1,5мм, ширина - до 0,8 ширины дорожки. На 2-й сотовой дорожке кольцевая выработка на входе, глубина выработки до 0,8мм, ширина - до 0,6 ширины дорожки.

5. Уплотнение 7 ступени: на 1-й сотовой дорожке кольцевая выработка на входе, глубина выработки до 1,8мм, ширина - до 0,6 ширины дорожки. На 2-й сотовой дорожке кольцевая выработка на входе, глубина выработки до 0,2мм, ширина - до 0,2 ширины дорожки.

6. Уплотнение 8 ступени: на 1-й сотовой дорожке кольцевая выработка на входе, глубина выработки до 0,5мм, ширина - до 0,4 ширины дорожки. На 2-й сотовой дорожке кольцевая выработка на входе, глубина выработки до 0,2мм, ширина - до 0,2 ширины дорожки.

7. Уплотнения 9-12 ступени: Состояние хорошее. Практически полное отсутствие следов выработки.

IV. Радиальные зазоры в надбандажных уплотнениях 2-12 ступеней ЦВД.

До ремонта V. Результат общего осмотра проточной части ЦСД 1. Полное отсутствие уплотнительных вставок (корытообразного типа) на козырьке нижней половины направляющего аппарата 13 ступени, сильный размыв пазов под вставки.

2. Полное отсутствие козырька нижней половины направляющего аппарата 13 ступени на секторе около 1600 с левой стороны разъёма.

3. Подрез выходных кромок лопаток (по периферии) направляющего аппарата 13 ступени в результате размыва паром.

4. На козырьке нижней половине диафрагмы 16 ступени справа отсутствие 1 по ходу пара уплотнительного усика (из 4-х).

5. На козырьке нижней половины диафрагмы 17 ступени справа отсутствие 1 и 2 по ходу пара уплотнительных усиков (из 4-х).

1. Установка сотовых надбандажных уплотнений в ЦВД турбоагрегатов на сверхкритические параметры:

- повышает относительный внутренний КПД цилиндра на 1?1,5%, что эквивалентно увеличению мощности ориентировочно на 1-1,2 МВт на номинальном режиме;

- обеспечивает работоспособность в соответствии с требованиями норм ПТЭ, в том числе, по вибрационному состоянию;

- позволяет сохранять стабильными характеристики проточной части, с точки зрения минимизации надбандажных протечек, в течение межремонтного срока не менее пяти лет эксплуатации турбоагрегата;

- является энергоэффективным мероприятием, позволяющим обеспечить окупаемость их установки для турбин класса К-300 в течение 10?12 месяцев;

2. Положительный опыт эксплуатации сотовых надбандажных уплотнений на турбинах на сверхкритические параметры класса К-300-240 позволяет рекомендовать их к установке на турбоагрегаты Т-250/300-240, а также на паровые турбины типа К-500 и К-800.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.

1. Применение сотовых уплотнений на турбинах /Салихов А.А., Юшка М.П., Ушинин С.В., Ивах А.Ф.,Салихов А.А., - Электрические станции, 2005, № 6.

2. Первые результаты использования систем уплотнений сотовой конструкции взамен уплотнений традиционного типа в паровых турбинах ТЭЦ № 16 и ОАО «Мосэнерго» /Сахаров А.М., Ушинин С.В., Малютин Ю.П., Лунин И.А. – Энергосбережение и водоподготовка, 2005г., № 3. Опыт внедрения сотовых уплотнений в паровых турбинах, /Ушинин С.В. Электрические станции, 2010г., №10.

4. Трухний А.Д., Лосев С.М. «Стационарные паровые турбины», М., Энергоиздат, 1981г.

5. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (издание официальное), М., Производственная служба передового опыта эксплуатации энергопредприятий ОРГРЭС, 2003г.

6. Сахаров А.М., «Тепловые испытания турбин», М., Энергоиздат, 1990г.

7. Результаты промышленного внедрения сотовых надбандажных уплотнений на турбоагрегатах мощностью 300 МВт/ Сахаров А.М., Коновалов В.К., Ушинин С.В.- Электрические станции, 2010г., №2.

Приложение Приложение Приложение