16+
Регистрация
РУС ENG
http://www.eprussia.ru/epr/375/573192.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 19 (375) октябрь 2019 года

Высокий сезон: Реальные тенденции на рынке паротурбинного оборудования

Тема номера Главный конструктор АО «УТЗ» Тарас ШИБАЕВ 1948

Всего каких‑то 8 лет назад все отечественные производители мощного паротурбинного энергетического оборудования были загружены заказами, обеспечивающими поставки оборудования для отечественных проектов ДПМ (тогда у этой волны не было порядкового номера). А генерирующие компании вместе с генпод­рядчиками и проектными организациями, очарованные технологией парогазовых установок, наперебой закладывали в проекты тех же ДПМ не просто новые блоки по циклу ПГУ.

Но и сами эти блоки собирались из частично или полностью зарубежного оборудования, в том числе газовых и паровых турбин. Однако прошло совсем немного времени (по меркам ресурса энергооборудования), достроены все, даже самые запоздалые объекты первого ДПМ. Большинство энергоблоков той волны уже прошло капремонты, газовые турбины прошли малые и большие инспекции, ремонты. Безусловно, высокая термодинамическая эффективность цикла ПГУ себя оправдала. Однако оправдали ли себя капитальные затраты, оправдали ли себя периодические затраты на запасные части, на шеф-сопровождение ремонтов зарубежными подрядчиками? Оправдала ли себя надежность газовых турбин, дожимных компрессорных установок, котлов-утилизаторов, высокоавтоматизированных систем управления блоками как с точки зрения главного лозунга советской энергетики (надежно и бесперебойно обеспечивать снабжение теплом и электричеством), так и с точки зрения функционирования объединенной энергосистемы? Эти вопросы можно оставить без ответа, заметив лишь два важных фактора. Во-первых, в России появилось несколько высокотехнологичных центров по восстановлению деталей горячего тракта газовых турбин – камер сгорания, рабочих лопаток и направляющего аппарата. Такие центры обошлись их создателям в многомиллиардные инвестиции акционеров. Наивно полагать, что такие бизнес-проекты созданы исключительно с целью обеспечения энергетической безопасности страны. Во вторых, в 2018‑2019 годах органы оперативного управления энергосистемой развернули масштабную кампанию по увеличению нагрузки по ОПРЧ на все паротурбинные агрегаты. Суть увеличения нагрузки заключается в значительном расширении диапазона допустимых отклонений частоты сети, при которых не должно происходить отключения этих самых паротурбинных установок, работающих в простом паросиловом цикле. С учетом того, что требования по расширенному диапазону частот технически не могут быть предъявлены к газовым турбинам, блокам ПГУ с блочным регулятором мощности, а также гидротурбинным агрегатам, можно проследить примерный масштаб влияния вновь введенных мощностей, не позволяющих обеспечивать «широкое» безаварийное ОПРЧ.


Во время первой волны проектов по строительству новых генерирующих мощностей для ДПМ Уральский турбинный завод разработал одноцилиндровую турбину мощностью 76 МВт для ПГУ-230. Турбины по данному проекту были изготовлены в количестве 8 экземпляров. На настоящее время семь турбин успешно эксплуатируются на 6 станциях (один проект ДПМ так и не был реализован). Данная турбина, включающая в себя запатентованные решения по организации проточной части, сыграла важную роль в обновлении модельного ряда паровых турбин УТЗ. Так, например, на базе данной платформы была разработана первая в российской практике турбиностроения одноцилиндровая турбина на давление свежего пара 12,8 МПа.


После первого ДПМ наступила затяжная пауза на энергорынке. Производители оборудования обеспечивали потребности больших энергостроек Дальнего Востока, потребности «подлатать» энергетику крупных городов к чемпионату, потребности крупной промышленной генерации (металлургов, химиков), атомные и даже судовые проекты. Львиная же доля заказов в паузе между первой и второй волнами ДПМ пришлась на экспорт, как на страны Таможенного союза (Казахстан, Белоруссия), так и экспорт в дальнее зарубежье.


Новый этап ДПМ

Наконец, в 2019 году стартовали отборы мощностей по новому этапу ДПМ, ДПМ-2 (или, как принято называть в определенных кругах – КОММод). Несмотря на то что широкое обсуждение темы этого масштабного инвестпроекта началось в 2017‑2018 годах, реальный импульс к осуществлению всеми участниками процесса активных действий придали распоряжения правительства с конкретными отобранными (пусть даже где‑то предварительно) проектами.

Недаром у специалистов и чиновников, принимающих решения, данная кампания названа КОММод, что можно условно расшифровать как Конкурентный Отбор Мощности на Модернизацию. И если с первой частью аббревиатуры, касающейся рыночных механизмов формирования заявок и отбора проектов все более-менее ясно, то со второй частью, касающейся «модернизации» возникли разночтения и множественные толкования. Одни участники относят «модернизацию» к омоложению, приведению к современным стандартам эффективности и экологичности энергетики в целом. Другие же участники относят «модернизацию» к конкретным элементам котлов, турбин, генераторов и вспомогательного оборудования.

Какое оборудование заказывают генерирующие компании и владельцы будущего энергетического оборудования самого традиционного сектора энергетики? Условно можно выделить три группы: «упрощенная реновация», «классика», «хайтек».


Упрощенная реновация

К сожалению, к этой группе относится основная часть проектов, прошедших конкурсный отбор. Основная цель таких проектов – обнуление счетчика жизненного цикла ресурсоопределяющих узлов турбины.

Как известно, для паровых турбин довольно узкая группа элементов собственно турбины и оборудования турбоустановки определяет ресурс: паропроводы свежего пара и пара горячего промперегрева, блоки стопорных клапанов высокого давления и отсечные клапаны горячего промперегрева, перепускные трубопроводы между стопорными клапанами и цилиндрами турбины, корпуса цилиндров высокого давления, паровые и сопловые коробки, устанавливаемые на ЦВД, роторы высокого давления, паровпускные части цилиндров среднего давления и роторы среднего давления при наличии промперегрева.


Наибольшие параметры свежего пара для турбин Уральского турбинного завода имеет турбина Т-295 / 335‑23,5. Давление свежего пара составляет 23,5МПа, температура свежего пара и пара промперегрева составляет 570С (предельно допустимая для длительной эксплуатации температура). Ресурс собственно турбины назначен 250 тысяч часов.



Вот и весь список элементов, попадающих в первоочередную задачу по обновлению ресурса паровых турбин в рассматриваемых проектах. Кроме замены ресурсоопределяющих элементов, владельцам оборудования приходится менять еще и штатную гидравлическую систему регулирования и защиты паровой турбины (если она ранее не была заменена) на современную электрогидравлическую систему автоматического регулирования и защиты в связи с уже указанными выше требованиями о повсеместном обеспечении работы в режиме ОПРЧ.

Такой подход к модернизации обеспечивает наименьший объем капиталовложений при модернизации и даже может обеспечить некий прирост электрической мощности, достигаемый за счет восстановления эффективности проточной части турбины по отношению к фактическому состоянию после многих лет эксплуатации. С другой стороны, данный подход полностью закрывает доступ к любым возможностям «морального» обновления в перспективе ближайших 40 лет эксплуатации. К такой группе относится не менее 60 % запросов, поступивших на Уральский турбинный завод.


Классика

В данной группе запросов присутствуют в основном полнокомплектные замены паровых турбин и паротурбинных установок. При этом не во всех проектах предусматривается замена другого оборудования, кроме собственно паровой турбины. Кроме того, встречаются самые разные комбинации заменяемого вспомогательного оборудования. Вариантность для разных проектов, разных станций, разных условий обуславливается балансом между стоимостью реализации для энергокомпании, «проходной» стоимостью для участия в КОММод и достигаемыми характеристиками после модернизации, необходимыми для обеспечения требуемых операционных затрат. Увеличение мощности до предельно возможного не является целью данных проектов, как и максимальное увеличение эффективности. Лишь около 2 % заявок содержат в себе одновременно и работы по модернизации паротурбинного и работы по замене котельного оборудования. Это, конечно, накладывает ограничения на возможности по повышению мощности и эффективности паротурбинной установки. Такой подход к модернизации является некой «золотой серединой» между затратным «Хайтеком» и «Упрощенной реновацией». Но только по стоимости реализации и шансам пройти отбор мощности. В остальном в проекты закладываются современные, опробованные многократно технические решения и, соответственно, достаточно эффективные для сегодняшнего дня уровни нагрузок, КПД, надежности, ремонтопригодности и стоимости жизненного цикла. Например КПД современного ЦВД составляет 83‑85 % для активного облопачивания и 86‑89 % для реактивного облопачивания, тогда как КПД ЦВД образца 60‑80‑х годов с регулирующей ступенью скорости имеет КПД на уровне 69‑76 %. Но указанные значения являются практически максимально достижимыми для проточных частей паровых турбин на докритические и начальные сверхкритические параметры пара.



При этом КПД современных паросиловых энергоблоков едва дотягивают до 39 % при КПД проточной части турбины даже 89 %. На разницу между турбинной эффективностью и эффективностью блока влияют параметры свежего пара и эффективность вспомогательного оборудования. Причем второй фактор серьезно завязан на стоимости реализации проекта и компоновочных решениях проекта.

Абсолютно все проекты из групп «Упрощенная реновация» и «Классика» реализуются с заменой физически устаревшего оборудования с установкой на существующие фундаменты, в существующие ячейки турбоустановок, с подключением к существующей инфраструктуре станции по свежему пару, охлаждающей воде, схеме выдачи мощности, вспомогательным коммуникациям.

Из-за этого исключается возможность повышения параметров свежего пара, улучшения вакуума за турбиной, оптимизации тепловой схемы паротурбинной установки, внедрения современных способов регулирования расходов сетевой и циркуляционной воды, оптимизации класса напряжения генератора. Что закрывает возможности для дальнейшего развития паротурбинной технологии на конкретных объектах.

С учетом того, что строящиеся энергетические мощности рассчитаны на эксплуатацию минимум на 40 лет вперед, уже через несколько лет внедренные решения станут фактически морально устаревшими.


Хайтек

К третьей, самой интересной группе «Хайтек» относятся немногочисленные запросы и проекты с применением современных и доступных технологий. Например, энергоблоки, в которых предполагается повышение параметров свежего пара как по давлению, так, что более существенно, и по температуре. Это станции с энергоблоками, в которых модернизируются и турбинные, и котельные установки. При этом в блоках реализуются схемы с повышенными параметрами, с введением промперегревов, с развитой регенерацией. Такой подход к созданию новых энергоблоков обеспечивает хороший задел по эффективности всего цикла.

Заказчиками предъявляются требования к ресурсу и надежности оборудования, для некоторых турбин – 300 тысяч часов назначенного ресурса, межремонтный период до 10 лет, а наработка на отказ 12 тысяч часов. Выполнение таких требований возможно только с применением специальных материалов, а также автоматизированных или автоматических систем мониторинга, диагностики и прогнозирования состояния агрегатов.

Также в этой группе потенциальных проектов присутствует ряд требований по внедрению передовых «цифровых» решений. Автоматический пуск, система контроля крутильных колебаний, онлайн-расчет ресурса и эквивалентной наработки, пуск по термонапряженному состоянию, виртуальный тренажер, автоматическая оптимизация режимов работы энергоблока «на ходу», полный охват цифровым контролем и управлением всеми вспомогательными элементами, дополненная реальность для обслуживания и ремонта. Вот лишь небольшой список того, что может быть реализовано в новейших энергоблоках с паровыми турбинами. При этом все цифровые решения уже сегодня доступны на российском оборудовании.

Многие заказчики, рассматривая проекты КОММод как возможность внедрения каких-либо новшеств технического характера, в первую очередь обращают внимание на локальные «инновации»: новые типы уплотнений, герметичные конструкции штоков клапанов, тонкие покрытия элементов проточных частей, замену паровых эжекторов на вакуумные насосы и другие. Плохо, что этим они отчасти и ограничиваются.

Действующий механизм модернизации базового энергетического оборудования – паровых турбин – мощный способ формирования облика генерирующих мощностей с учетом потребностей и инфраструктуры рынка энергии. Однако под давлением экономических факторов сегодня рынок может быть сформирован без учета того, что этому оборудованию предстоит эффективно и надежно вырабатывать электроэнергию и тепло на протяжении многих десятилетий.



Высокий сезон: Реальные тенденции на рынке паротурбинного оборудования

Инновации, Турбины

Отправить на Email

Похожие Свежие Популярные

Войти или Зарегистрироваться, чтобы оставить комментарий.