ОБМЕН ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ОПЫТОМ

Эксплуатация теплофикационных турбин при снижении температуры свежего пара

Баринберг Г. Д., доктор техн. наук

ОАО “Турбомоторный завод”

В настоящее время около 25% теплофикационных турбин ОАО ТМЗ номинальной мощностью 50 – 100 МВт на начальные параметры пара 12,8 МПа, 555°С отработали свой ресурс. Для продления ресурса котельного оборудования, трубопроводов подвода пара и непосредственно турбин на ряде ТЭЦ снижена температура свежего пара до 530 – 545°С. При этом для сохранения пропускной способности турбин давление свежего пара оставлено неизменным.

При снижении температуры свежего пара и неизменном его давлении происходит увеличение числа ступеней, работающих во влажном паре, и смещение кривой Вильсона на ступени с более высоким давлением пара. Так, снижение температуры свежего пара в турбине Т-100-130 любой модификации от 555 до 540°С и неизменном начальном давлении влечет за собой перенос кривой Вильсона с 19 на 18 ступень на теплофикационных режимах и с 20 на 19 ступень на конденсационных режимах. При снижении температуры свежего пара до 530°С и неизменном начальном давлении кривая Вильсона смещается на 17 и 18 ступени соответственно на теплофикационных и конденсационных режимах.

Повышение давления фазового перехода и соответственно его температуры увеличивает вероятность коррозионного растрескивания дисков даже при чистом паре. По данным ЦНИИТМАШ при повышении температуры фазового перехода на 10°С долговечность дисков турбины Т-100-130 снижается в 1,8 раза, а при повышении ее на 26°С – в 5 раз [1].

Снижение температуры свежего пара на 5°С при неизменном начальном давлении связано с увеличением влажности пара перед и за соответствующими ступенями примерно на 1%, что влечет за собой эрозионный износ как входных, так и выходных кромок рабочих лопаток. Ухудшение вакуума на конденсационных режимах в допустимых пределах позволяет уменьшить влажность пара только за последними ступенями ЦНД, но не предотвращает возможности износа входных кромок этих ступеней и эрозионного износа остальных ступеней.

Для обеспечения надежности теплофикационных турбин необходимо эксплуатировать их при сопряженных начальных параметрах пара, что требует при снижении температуры свежего пара одновременного снижения его давления и связано с уменьшением расхода свежего пара, номинальной электрической мощности и тепловой нагрузки (рисунок).

Пропускная способность турбины, в том числе турбины Т-100-130, определяется пропускной способностью регулирующей ступени ЧВД и ступенями давления проточной части.

Пропускная способность регулирующей ступени определяется по формуле

G = 9,8A#P2pc,

ãäå

A 230		Fc		,

P0v0

ãäå Fc – площадь сопл, м3; P0 – давление свежего пара, МПа; v0 – удельный объем свежего пара, м3/êã; # = f (P2pc/P1c) – коэффициент расхода регулирующей ступени; P2pc, P1c – соответственно давление в камере регулирующей ступени и давление перед ее соплами.

Из формулы для определения пропускной способности следует, что снижение расхода свежего пара при снижении начальных параметров пара обусловлено уменьшением пропускной способности регулирующей ступени ЧВД, так как # тем больше, чем меньше отношение P2pc/P1c.

Восстановление расхода свежего пара можно достигнуть увеличением перепада давления на регулирующую ступень путем замены в одной или более ступенях давления ЧВД диафрагмы на фальш-диафрагму, имеющую вместо лопаток ряд ребер жесткости, и разлопачиванием дисков этих ступеней [2].

Применение фальш-диафрагм позволяет восстановить не только пропускную способность турбины, но одновременно ее тепловую нагрузку и в большей степени ее электрическую мощность. Из рисунка видно, что при переходе на сопряженные

2003, ¹ 8

67

P0, ÌÏà			Nýë, %
13			100
		3
			96
12			92
		2
			88
			1
11			84
			80
10			76
520	530	540	550
Температура свежего пара, t°, С

, * 2 + 2

* 7 - * < *- - XH= * -

<.+ XH= * 2 *

начальные параметры пара 11,8 МПа, 545°С и штатной проточной части ЦВД турбины ТП-100-130 номинальная электрическая мощность из-за ограни- чения расхода свежего пара и уменьшения адиабатического теплоперепада турбины составляет 92,3%, при наличии фальш-диафрагмы – 97,7% ее значения при номинальных начальных параметрах пара 12,8 МПа, 555°С, а при переходе на сопряженные начальные параметры пара – 11,3 МПа, 535°С. Электрическая мощность турбины Т-100- 130 составляет 85 и 95,3% соответственно при штатной проточной части ЧВД и наличии фальшдиафрагм ступеней давления.

Показанные на рисунке зависимости сопряженного давления свежего пара и номинальной электрической мощности от температуры свежего пара пригодны не только для турбины Т-100-130, но и для турбин Т-50-130, Т-175-130 всех модификаций, которые имеют те же номинальные параметры пара 12,8 МПа, 555°С.

По данным выполненных исследований для восстановления пропускной способности турбины

Т-100-130 при начальных параметрах пара 11,8 МПа, 545°С требуется замена на фальш-диа- фрагму только первой ступени давления ЦВД (ступень ¹ 2), а при начальных параметрах пара 11,3 МПа, 535°С – двух ступеней давления ЦВД (ступени ¹ 2, 3).

На ТМЗ разработана технология изготовления фальш-диафрагмы из штатной, что позволяет осуществить внедрение указанного мероприятия в условиях ТЭЦ региональными ремонтными организациями.

Применение фальш-диафрагм может быть использовано для увеличения пропускной способности и соответственно электрической мощности и тепловой нагрузки турбин и при номинальных на- чальных параметрах пара. Накоплен положительный опыт длительной эксплуатации одной из турбин Т-100-130 ТЭЦ-8 Мосэнерго, в которой с помощью фальш-диафрагмы первой ступени давления ЦВД осуществлено увеличение расхода свежего пара примерно на 35 т/ч. Имеется также положительный опыт эксплуатации турбины типа ТР-55-90/1,6, ст. ¹ 3 Рудненской ТЭЦ на начальные параметры пара 8,8 МПа, 500°С, в которой с помощью фальш-диафрагм ступеней давления 2 – 4 ЧВД достигнуто увеличение расхода свежего пара от 240 до 310 т/ч и электрической мощности на 14 МВт [4].

Список литературы

1.Рабинович В. П. Исследование коррозионно-механической прочности и вязкости разрушения дисков турбин Т-100-130 для обеспечения их надежной эксплуатации. М.: НПО ЦНИИТМАШ, 1986.

2.Ïàò. 2131978 (Россия). Способ эксплуатации паровой турбины / Баринберг Г. Д. Опубл. в Б. И., 1999, ¹ 17.

3.Арсеньев А. С., Ласкин А. С., Суханов А. С. Исследование акустических резонансных явлений в проточной части паровых турбин. Санкт-Петербург: СПГТУ, 1994.

4.Осипенко П. В., Баринберг Г. Д. Повышение электрической мощности промышленно-отопительных ТЭЦ. – Электри- ческие станции, 2002, ¹ 11.

68

2003, ¹ 8

Развитие телеинформационной сети Свердловской энергосистемы

Николаев Б. Г., èíæ.

РДУ Свердловэнерго

Телеинформационная система (ТИС) АО Свердловэнерго является частью системы сбора и передачи оперативно-диспетчерской и режимно-техно- логической информации (ССПИ) и служит основой построения автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ). ТИС предназна- чена для автоматического обмена телеинформацией: телеизмерениями текущих параметров (ТИТ), телесигналами (ТС) и командами телеуправления (ТУ) между устройствами контролируемых пунктов телемеханики (КП ТМ), установленными на энергообъектах, и устройствами пунктов управления (ПУ ТМ), установленными на диспет- черских пунктах: ЦДП, ДП ПЭС, ДП РЭС, щитах управления некоторых электростанций.

В качестве КП ТМ служат устройства телемеханики (УТМ) разных типов, например, КП “Гранит”, АКП “Уктус”, “Компас”, “ЭНС-ТМ” и др., а в качестве ПУ ТМ применяются центральные при- емно-передающие станции (ЦППС) на базе серверов телемеханики с использованием сетевого варианта ОИК “Диспетчер”, а также телекомплексы традиционной структуры КП – ПУ. Передача телеинформации осуществляется преимущественно в верхней части спектра телефонных каналов, организованных по кабельным, радиорелейным, оптоволоконным линиям связи, а также по ВЧ-каналам ВЛ, со скоростью передачи 100 – 1200 бит с.

Телеинформационная система АО Свердловэнерго представляет собой сложную сеть с многоуровневой структурой построения, охватывающей 17 электростанций (в том числе других ведомств), 7 предприятий электрических сетей (ПЭС), 29 районов электросетей (РЭС), 1 предприятие тепловых сетей и ЦДП энергосистемы. Эта сеть интегрирована в общую сеть ОДУ Урала и ЦДУ ЕЭС России.

В Свердловской энергосистеме из 424 подстанций напряжением 35 кВ и выше телемеханизировано 296 подстанций (70%), причем больше половины из них (156 подстанций) имеют телеуправление (здесь и далее данные на конец 2001 г.).

Всего в энергосистеме на диспетчерские пункты и опорные подстанции выведено через устройства телемеханики:

7936 телесигналов положения основных коммутационных аппаратов и аварийно-предупреди- тельной сигнализации;

3675 параметров телеизмерений текущих процессов: активной и реактивной мощности, напряжения, тока, частоты;

для 2904 коммутационных аппаратов использовано телеуправление.

Большое внимание уделяется обеспечению телеинформацией Центрального диспетчерского пункта (ЦДП) энергосистемы, оснащенного активным диспетчерским щитом. Диспетчеру РДУ выведено по телемеханике 1741 телеизмерение и 645 телесигналов. Осуществляется контроль за электропотреблением 115 крупнейших предприятий области на базе ТИТ.

Более 175 телеизмерений и 160 телесигналов ретранслируются на ДП СО-ОДУ Урала, далее часть из них передается в ОИК смежных энергосистем, а часть ретранслируется на ДП СО-ЦДУ ЕЭС России.

Все семь диспетчерских пунктов (ДП) ПЭС, а также ДП Свердловских тепловых сетей телемеханизированы. Из 38 ДП РЭС 29 имеют телемеханику. Всего в энергосистеме работают 333 КП ТМ разных типов, 109 ПУ ТМ и ЦППС.

В последнее время все острее ощущается потребность в телеинформации с энергообъектов других собственников на ДП энергосистемы. Сложность реализации этой задачи заключается в отсутствии механизма, с помощью которого энергосистема могла бы обязать (или заинтересовать) предприятия других министерств и ведомств в нужном объеме выполнить телемеханизацию своих подстанций, организовать техническое обслуживание оборудования, необходимого для переда- чи информации на ДП ПЭС, РЭС или ЦДП. Тем не менее работа в этом направлении уже ведется. Принимаются ТИ и ТС с Белоярской АЭС, ТЭЦ четырех крупных предприятий, на некоторых ДП ПЭС организован прием телеинформации с устройств КП ТМ потребительских подстанций. Выполнен и межуровневый обмен телеинформацией ЦППС ДП РДУ Свердловэнерго и ЦППС одного из предприятий области. Начато предварительное обсуждение вариантов передачи телеинформации с некоторых тяговых подстанций Свердловской железной дороги на диспетчерские пункты ПЭС и РЭС АО Свердловэнерго.

Одним из основных средств отображения оперативной информации о состоянии коммутационного оборудования в энергосистеме всегда были

2003, ¹ 8

69

активные телемеханические диспетчерские щиты. На верхнем уровне диспетчерского управления энергосистемы – ДП РДУ, такие щиты служат для отображения телесигнализации, на нижних уровнях – ДП ПЭС, ДП РЭС, на подстанциях как для отображения, так и для дистанционного управления технологическим оборудованием с помощью ТУ.

Âнастоящее время в энергосистеме эксплуатируется 25 активных диспетчерских щитов различ- ных заводов-изготовителей, доживают свой век щиты и планшеты кустарного изготовления.

Однако следует признать, что 60% всех устройств телемеханики выработали свой ресурс, морально и физически устарели, а наличие в энергосистеме 16(!) типов разнородных УТМ сильно затрудняет их эксплуатацию и интеграцию в единую ТИС. Поэтому решение об унификации оборудования и программного обеспечения УТМ, принятое в энергосистеме несколько лет назад, оказалось весьма своевременным.

Âкачестве базового устройства телемеханики был принят телекомплекс “Гранит”. Выбор был продиктован тем, что 10 лет назад не было другого серийно выпускаемого оборудования такого класса, а импортные аналоги были недоступны для приобретения. Со временем телекомплекс, и особенно устройство пункта управления (ПУ) с его программным обеспечением, перестал отвечать возросшим требованиям по быстродействию, объемам, надежности и достоверности информации.

Â1995 г. было решено это оборудование модернизировать. Тенденция отказа от традиционных устройств пункта управления телемеханиче- ских комплексов на уровне ПЭС и РЭС, наметившаяся во многих энергосистемах, подтолкнула Свердловэнерго к наиболее рациональному варианту замены ПУ: использованию ЦППС с серверами телемеханики на базе IBM-совместимых ЭВМ

èпрограммируемых канальных коммутаторов (адаптеров), поддерживающих протоколы различ- ных телекомплексов и протоколы локальных сетей (например, Ethernet).

Суть модернизации заключалась в замене двух устаревших микро-ЭВМ “Электроника-60” и системной централи ПУ “Гранит” на два взаимно резервируемых сервера телемеханики на базе ЭВМ типа IBM-PC с канальными адаптерами (коммутаторами) и соответствующим программным обеспечением ПО “Дельта”, встроенным ОИК “Диспетчер” разработки НТК “Интерфейс”.

Модернизация базового телекомплекса “Гранит” на ЦДП позволила связать в единую сеть все электростанции, семь ДП ПЭС и ДП Свердловских тепловых сетей. Создание этой сети дало возможность не только обеспечить прием, но и организовать передачу (ретрансляцию) телеинформации, а также дорассчитываемых параметров на ДП ПЭС, в том числе и параметров, получаемых из ОДУ Урала от ЦППС “КОТМИ”.

Сегодня с ДП РДУ на ДП ПЭС уже передается около 500 телеизмерений и 250 телесигналов. Кроме того, модернизированный телекомплекс ЦДП в случае отказа оборудования основного оператив- но-информационного комплекса (КИО-3) позволяет диспетчеру ЦДС вести режим энергосистемы непосредственно от рабочей станции сервера ТМ, имеющего свой встроенный ОИК.

Одним из главных преимуществ модернизации явилась унификация аппаратного состава и программного обеспечения телекомплексов в масштабе энергосистемы, а также возможность адаптации к протоколам обмена всех существующих современных типов УТМ в ПЭС и РЭС.

При ограниченных финансовых средствах это практически единственная возможность модернизировать физически и морально устаревшие ПУ, находящиеся в эксплуатации. При этом задача отображения телесигнализации на щит диспетчера решается использованием стандартного блока вывода ТС из состава существующих телекомплексов или применением специальных контроллеров отображения ТС. Такое техническое решение удешевляет вновь вводимые телекомплексы, позволяет в качестве устройств контролируемого пункта использовать любые из серийно выпускаемых КП ТМ, промышленные контроллеры, применяемые для АСУ ТП, имеющие ведомственный сертификат.

Серверы ТМ с соответствующим программным обеспечением, кроме выполнения всех функций ПУ (прием, обработка, отображение, ретрансляция ТИТ и ТС, передача ТУ), имеют свой “встроенный” ОИК, который выполняет в полном объеме функции по ведению ретроспективы событий, дорассчитываемым параметрам, работе со схемами энергообъектов, бланками переключений, графиками. Динамическая информация передается в локальную сеть пользователям в удобном для них виде. Оперативный персонал ДП ПЭС и РЭС имеет возможность выполнять операции телеуправления коммутационными аппаратами с экрана монитора.

Таким образом, на верхнем уровне диспетчерского управления – ЦДП, используются:

основной ОИК – на базе ЦППС РПТ-80 и КИО-3 разработки ОДУ Урала;

резервный ОИК – на базе модернизированного ПУ “Гранит”, серверов телемеханики с ПО ОИК “Диспетчер” разработки НТК “Интерфейс”.

Отображение телесигнализации на активный диспетчерский щит ЩД-7 ЦДП, управление работой КП на энергообъектах и ретрансляцию ТИ и ТС на все ДП ПЭС выполняет модернизированный ПУ “Гранит”.

На нижних уровнях диспетчерского управления – ДП ПЭС и ДП РЭС, используется аналогич- ное оборудование и программное обеспечение, что позволяет объединить всех пользователей телеинформации в локальную сеть (Ethernet) предприятия. Подобная структура построения местной

70

2003, ¹ 8

235.4 ÌÂò	49.50 Hz	10:15
	-15oC 23oC

Контроллер
управления ДЩ
“Синком-ЕХ”
		МегабитМодем
		ÌÌ300S		FlexDSL
				Ethernet
			i		Корпус РС с
			t
	Локальные контроллеры		b		адаптерами
	Диспетчерского щита		M	Синком-Е
			2		ТМ "Синком-Е"
			Ñ
Диспетчер ВТГРЭС		Сервер “ОИК	Ë
	Начальник смены	Диспетчера NT”	Ê
(OS Windows 98)	электроцеха

E-Net 100

Ethernet

FlexDSL

Телемеханический сегмент Ethernet

Синком-Е

Корпус РС с
адаптерами
ТМ "Синком-Е"	Информационный сегмент Ethernet -ЛВС ВТГРЭС

Сервер ОАСУ

ЛВС ВТГРЭС

КП “Гранит” ретранслятор

Директор ВТГРЭС	Гл.инженер ВТГРЭС

ÏÑ 6 êÂ

ÏÑ 6 êÂ

ÏÑ 110/6 êÂ

ÏÑ 6 êÂ

АРМ Телемеханика

ÏÑ 6 êÂ

ÂÃÝÑ

Верба

ÁÍ-3

ÖÐÏ

ÖÁÍ-2

телемеханики применяется и на некоторых электростанциях энергосистемы.

Особенно интересен, с точки зрения основной тематики данного журнала, опыт внедрения и эксплуатации таких систем на Верхнетагильской ГРЭС. На этой станции, традиционно уделяющей большое внимание телемеханизации местных объектов, внедрены две ЦППС, работающие каждая со “своими” КП “Гранит” и связанные в единый комплекс по локальной сети станции (рисунок). Первая ЦППС собирает телеинформацию и обеспечивает ТУ с шестью “электрическими” объектами – ГЩУ, подстанцией 110 кВ, ЦРП, береговыми насосными, местной ГЭС; вторая выполняет аналогичные функции для трех “тепловых” объектов

– теплофикационной насосной, теплового щита управления и водогрейной. Каждый из телекомплексов отображает телесигнализацию на свой диспетчерский щит, один из которых находится на ГЩУ, другой – на тепловом щите. Вся телеинформация ТУ доступна любому пользователю локальной сети электростанции и пользователю, наделенному соответствующими правами.

Скорость передачи телеинформации в энергосистеме в основном определяется пропускной способностью действующих каналов телемеханики. Внедрение современных цифровых каналов связи, организация выделенных каналов телемеха-

ники позволят довести скорость передачи до 600 – 1200 бит с и более на участке контролируемый энергообъект – ЦДП и 1200 – 2400 бит с и более на участке ДП ПЭС – ДП РДУ.

В настоящее время завершается перевод серверов ТМ энергосистемы на новое программное обеспечение под Windows NT и связанная с этим реконструкция аппаратной части ЦППС.

Целью этой работы является:

обеспечение ужесточившихся требований к времени доставки и отображения информации для ОИК;

увеличение скорости передачи по каналам связи; оптимизация обмена информации в протоколе ПУ-ПУ (передача не по циклу, а по обновлению,

без повтора посылок с квитанцией); реализация возможности обмена между серве-

рами ТМ стандартными сетевыми средствами для резервирования телеинформации по двум взаимно резервируемым каналам;

возможность передачи и приема телеинформации с метками времени, увеличения разрядности оцифровывания ТИТ для увеличения их точности; применение привычной многозадачной ОС Windows, дружественного многофункционального

интерфейса пользователя; прием радиосигналов и поддержка службы

единого времени для уровней ОИК, ЦППС и КП с

2003, ¹ 8

71

синхронизацией от приемника ГЛОНАСС (GPS) и передачей соответствующих пакетов по ЛВС для синхронизации серверов АСДУ;

двусторонний обмен с серверами ТМ ПЭС телеметрической информацией и другими данными (макеты, БЦИ и др.);

реализация в полном объеме возможности автоматического резервирования любых ТИТ и ТС значениями, принимаемыми с других направлений, при фиксации пропадания основного канала; возможность просмотра битовых потоков (прямого и обратного) из выбранного канала связи и

запись их в файл.

Одновременно предусматривается оснащение диспетчерских пунктов энергосистемы мозаичными щитами с современными контроллерами и светодиодными матричными индикаторами, а также модернизация существующих диспетчерских щитов. В перспективе возможно применение большеэкранных систем коллективного пользования на проекционной жидкокристаллической технике. Особенно привлекателен и оптимален интегрированный вариант диспетчерского щита – синтез традиционного мозаичного щита и большеэкранной системы коллективного пользования.

Обсуждается организация прямых каналов ТМ для обмена телемеханической информацией со смежными энергосистемами, что позволит осуществить резервирование ТИТ и ТС с межсистемных транзитов.

Проводимое в настоящее время реформирование энергосистемы может внести свои коррективы

в стратегию развития ТИС. Выделение из состава АО генерирующих и транспортных компаний, реформирование системы диспетчерского управления потребуют изменения топологии ТИС, соответствующей корректировки направлений и объема телеинформационных потоков, увеличения точности ТИТ. Конечно, адаптация ТИС к новым условиям работы энергетических компаний, а также модернизация физически и морально устаревшего оборудования ТМ, каналов телемеханики потребуют определенных финансовых затрат. Тем не менее, обеспечение надежной работы и динамичное развитие ТИС, несомненно, явится одним из важных условий выхода диспетчерского управления энергосистемы на уровень, необходимый для работы в условиях новых рыночных отношений.

Список литературы

1.Рекомендации по выбору и применению современных средств телемеханики с программируемой логикой при модернизации энергетических объектов. М.: СПО ОРГРЭС, 2000.

2.ÐÄ 34.48.511-96. Руководящие указания по критериям оценки технического состояния аппаратуры телемеханики энергосистем с целью определения необходимости ее замены или реконструкции. М.: СПО ОРГРЭС, 1997.

3.ÃÎÑÒ Р МЭК 870-4-93. Устройства и системы телемеханики. Часть 4. Технические требования. М.: Госстандарт России, 1994.

4.Орнов В. Г. Основа для модернизации. Этапы создания и развития системы диспетчерского управления. – Мир связи connect, 1998, ¹ 11.

ИНСТИТУТ ПОВЫШЕНИЯ КВАЛИФИКАЦИИ ГОСУДАРСТВЕННЫХ СЛУЖАЩИХ
Российская академия государственной службы при Президенте Российской Федерации
Повышение квалификации и профпереподготовка руководящих работников
и специалистов электроэнергетики (лиц. Минобразования РФ ¹ 24-0050)
Òåë. [phone]				http://www.ipkgos.ru
Для предприятий, заключивших договор на обучение от 50 чел. в год, – скидка на обучение и
проживание в благоустроенном общежитии Института составит 20%, от 30 чел. – 10%
	при условии своевременной оплаты
кафедра «Ремонт и модернизация			кафедра «Эксплуатация электрических
энергооборудования»			станций и тепловых сетей»
повышает квалификацию	специалистов по		осуществляет повышение квалификации руко-
ремонту энергетического	оборудования ТЭС,		водителей, специалистов и инженеров энергети-
ГРЭС, ПРП, по неразрушающему контролю			ческой отрасли: тепловых и гидравлических
оборудования, специалистов		сварочного	электрических станций (ТЭС и ГЭС), пред-
производства всех уровней по вопросам ремонта,			приятий тепловых сетей по всем вопросам,
восстановления, модернизации и		надежности	касающихся	эксплуатации, управления	è
работы оборудования энергопредприятий, внед-			оптимизации	режимов работы современного
рения новых технологий и материалов, мето-			оборудования	электростанций.	.
дов технической диагностики. Готовит к аттес-
тации и аттестует специалистов сварочного
производства на II и III квалификационные
уровни и специалистов по неразрушающему
контролю на I и II уровни с выдачей удостове-
рений Госгортехнадзора.		.
[phone]				[phone]
72					2003, ¹ 8