Zdjęcia Elektrowni w Skawinie wykonał Marek Sanok

Transkrypt

1 Zdjęcia Elektrowni w Skawinie wykonał Marek Sanok 76 III Konferencja Wytwórców Energii Elektrycznej i Cieplnej Skawina 2012

2 Dostosowanie turbozespołu parowego o mocy 50 MW do współpracy z nowym kotłem biomasowym w Elektrowni Konin Zdzisław Pawlak, Czesław Krugiołka ZE PAK S.A. Józef Karwot, Radosław Wiśniewski TurboCare Sp. z o.o. III Konferencja Wytwórców Energii Elektrycznej i Cieplnej Skawina

3 78 III Konferencja Wytwórców Energii Elektrycznej i Cieplnej Skawina 2012

4 Dostosowanie turbozespołu parowego o mocy 50 MW do współpracy z nowym kotłem biomasowym w Elektrowni Konin Zdzisław Pawlak, Czesław Krugiołka, ZE PAK S.A. Józef Karwot, Radosław Wiśniewski, TurboCare Sp. z o.o. 1. Wstęp Elektrownia Konin powstała w latach 50-tych ub. wieku i jest najstarszą jednostką wytwórczą w Zespole Elektrowni Pątnów - Adamów - Konin S.A. Rozpoczęty w 2010 r. projekt pod nazwą Modernizacja Elektrowni Konin zakłada szereg znaczących działań inwestycyjnych mających na celu utrzymanie potencjału produkcyjnego oraz dalszą, wieloletnią, bezpieczną eksploatację elektrowni przy spełnieniu coraz bardziej zaostrzających się wymogów ochrony środowiska. Również ze względu na dużą konkurencję na rynku wytwórców energii elektrycznej i cieplnej istotną kwestią jest poprawa efektywności procesu produkcji, na którą pozwala technologia obecnie dostępna w energetyce. Jednym z największych zadań inwestycyjnych zrealizowanych w ramach modernizacji Elektrowni Konin była budowa bloku energetycznego opalanego biomasą o mocy nominalnej 55 MWe. Inwestycja obejmowała m.in.: a. Budowę nowego kotła fluidalnego o cyrkulacyjnym złożu i nominalnej wydajności pary 215 t/h wraz z budynkami i budowlami towarzyszącymi będącymi elementami ciągu technologicznego. b. Odbudowę oraz modernizację turbozespołu TG 6 wraz z układami pomocniczymi w celu wydłużenia czasu eksploatacji o okres min. 20 lat oraz dostosowania do pracy blokowej z nowym kotłem fluidalnym. c. Budowę instalacji magazynowania i transportu biomasy do nowego kotła wraz z niezbędną infrastrukturą. d. Budowę gospodarki olejem rozpałkowym. W dalszej części artykułu przedstawione zostaną wybrane aspekty dotyczące odbudowy oraz modernizacji turbozespołu TG 6 wraz z układami pomocniczymi. Na podstawie przeprowadzonego postępowania przetargowego generalnym wykonawcą tego zakresu prac była firma TurboCare Sp. z o.o. z Wrocławia. III Konferencja Wytwórców Energii Elektrycznej i Cieplnej Skawina

5 2. Ogólna charakterystyka turbozespołu TG 6 oraz jego urządzeń pomocniczych Oryginalnie turbozespół TG 6 typu TK50 (wytwórca ZAMECH ELBLĄG) składa się z jednokadłubowej, kondensacyjnej turbiny parowej z 22-stopniowym układem przepływowym typu akcyjnego. Dla nominalnej mocy elektrycznej 50 MW parametry pary wlotowej wynoszą 9.0 MPa i 535 ºC. Nominalne ciśnienie w kondensatorze oraz temperatura wody zasilającej równe są odpowiednio 3.3 kpa i 215 ºC. Turbina parowa napędza chłodzony wodorem generator. Turbozespół wyposażony jest w osiem regeneracyjnych upustów nie regulowanych oraz jeden wylot do kondensatora. Na układ regeneracji NP składa się 5 płaszczoworurowych wymienników ciepła, z czego dwa zabudowane są w 2-biegowym kondensatorze. Woda zasilająca odgazowywana jest termicznie w odgazowywaczu o ciśnieniu pracy 0.6 MPa. Do utrzymywania próżni w kondensatorze oraz podciśnienia w chłodnicy pary z uszczelnień wykorzystywane są smoczki parowe zasilane odpowiednio parą wlotową i parą z odgazowywacza. Na układ regeneracji WP składają się 2 wymienniki płaszczowo-rurowe umożliwiające przechłodzenie skroplin. 3. Zakres prac odbudowy oraz modernizacji turbozespołu TG 6 wraz z układami pomocniczymi Zakres prac odbudowy oraz modernizacji turbozespołu TG 6 wraz z układami pomocniczymi determinowały dwa główne czynniki, którymi były: stan techniczny istniejących urządzeń z punktu widzenia możliwości dalszej, długotrwałej eksploatacji oraz potrzeba ich dostosowania do optymalnej pracy w zmienionych warunkach eksploatacji, związanych z zabudową nowego kotła. Na podstawie badań diagnostycznych, uwzględniając obecnie dostępne techniki remontowo modernizacyjne, podjęto decyzję o wykorzystaniu istniejącego turbozespołu TK50, który poddano szczegółowej ocenie stanu i żywotności resztkowej oraz głębokiemu remontowi i modernizacji. Możliwość wykorzystania istniejącego turbozespołu stanowiła również istotny element minimalizacji kosztów inwestycyjnych. Analogiczną ocenę stanu wykonano dla układów pomocniczych, które ze względu na długi czas eksploatacji, oraz związany z nim nie zadawalający stan techniczny, w większości zakwalifikowano do wymiany na nowe, zmodernizowanie pod kątem optymalnej pracy w nowych warunkach. Reasumując, główny zakres prac obejmował: a. Remont oraz modernizację turbiny parowej wraz z układami pary wlotowej (rurociągi i zawory), uszczelniającej, odwodnień, olejowym (olej regulacyjny, smarny i lewarowy). b. Remont oraz modernizację generatora obejmujące zwiększenie mocy nominalnej z 50 MWe na 55 MWe oraz zastąpienie układu chłodzenia wodorem układem chłodzenia powietrzem. 80 III Konferencja Wytwórców Energii Elektrycznej i Cieplnej Skawina 2012

6 c. Remont oraz modernizację kondensatora obejmujące wymianę i usztywnienie wkładu rurowego, zabudowę pomp próżniowych, wstawki zrzutowej oraz układu ciągłego czyszczenia rurek. d. Zabudowę nowej stacji rozruchowo zrzutowej umożliwiającej pracę turbozespołu w układzie blokowym. e. Modernizację układu wody chłodzącej (Inwestor), zabudowę filtrów wody chłodzącej na wlocie do kondensatora. f. Dostawę nowych, zmodernizowanych wymienników ciepła regeneracji NP i WP. g. Rewitalizację zbiornika wody zasilającej, dostawę nowej, zmodernizowanej kolumny odgazowywacza oraz zabudowę układu odzyskiwania ciepła z oparów z odgazowywacza. h. Dostawę nowych, zmodernizowanych rurociągów i armatury maszynowni oraz pomp skroplin regeneracji NP. i. Modernizację i remont pomp kondensatu głównego i wody zasilającej. j. Dostawę nowego, zmodernizowanego układu AKPiA oraz sterowania. k. Instalacje elektryczne maszynowni. l. Modernizację fundamentu turbozespołu, zastosowano monolityczną płytę fundamentową posadowioną na wibroamortyzatorach (Inwestor).. 4. Diagnostyka jako podstawa odbudowy i optymalnego dostosowania turbozespołu oraz jego instalacji pomocniczych Zaprezentowane zostaną wybrane przykłady przeprowadzonych działań diagnostycznych oraz ich wpływ na odbudowę i optymalne dostosowanie turbozespołu oraz jego urządzeń pomocniczych do współpracy z nowym kotłem biomasowym. Działania diagnostyczne obejmowały dwa zasadnicze obszary: a. Ocenę stanu oraz kwalifikację elementów istniejących urządzeń do dalszej eksploatacji, w szczególności elementów turbozespołu, np. korpusy i wirniki. b. Ocenę efektywności procesu wytwarzania energii elektrycznej przed odbudową i modernizacją, której podstawę stanowiły pomiary cieplne bloku [1]. W dalszej części artykułu szczególny nacisk położony zostanie na wnioski wynikające z analizy efektywności pracy bloku przed odbudową i modernizacją oraz ich wpływ na późniejsze działania mające na celu poprawę jego wskaźników eksploatacyjnych. Diagnostyka procesowa była również ważnym elementem umożliwiającym optymalne zdefiniowanie obszarów poprawy efektywności pracy bloku. III Konferencja Wytwórców Energii Elektrycznej i Cieplnej Skawina

7 4.1. Turbina parowa Dostosowanie istniejącej turbiny parowej do współpracy w nowy kotłem biomasowym związane było głównie ze zwiększeniem nominalnego przepływu pary wlotowej do 215 t/h. Z drugiej strony, wysokie wymogi dotyczące osiągów turbozespołu po modernizacji (np. minimalna moc 55 MWe w nominalnym punkcie pracy) wymagały również (obok efektu wzrostu mocy wynikającego ze zwiększonego przepływu pary wlotowej) znacznej poprawy jego efektywności. W wyniku oceny pracy bloku przed modernizacją określono dwa główne obszary możliwości poprawy osiągów turbozespołu typu TK50: układ zasilania parą wlotową oraz uszczelnienia parowe. Wyniki pomiarów cieplnych [1] pozwoliły oszacować sprawność stopnia regulacyjnego maszyny na niskim poziomie jak i wskazywały wysokie straty na układzie zasilania parą wlotową (zawór szybkozamykający zawory regulacyjne). Powyższy stan rzeczy częściowo wynikał z pogorszonego stanu elementów istniejącej maszyny udokumentowanego audytem układu przepływowego. Z drugiej strony, obecnie dostępne rozwiązania umożliwiały również znaczną poprawę efektywności w porównaniu z oryginalnym rozwiązaniem konstrukcyjnym. W związku z powyższym wykonana została optymalizacja układu zasilania parą wlotową, która obejmowała zastosowanie zmodernizowanych zaworów szybkozamykającego i regulacyjnych o polepszonej niezawodności, właściwościach aerodynamicznych oraz zredukowanych przeciekach pary. Wykonano również optymalizację stopnia regulacyjnego wraz z segmentami dyszowymi. Podczas modernizacji stopnia regulacyjnego uwzględniony został fakt pracy turbiny przy zwiększonym nominalnym strumieniu pary wlotowej. Audyt układu przepływowego wykonany przed odbudową i modernizacją turbozespołu wykazał dużą degradację istniejących uszczelnień, w szczególności uszczelnień nadbandażowych. Pomiary wykonane przed modernizacją [1] wykazały relatywnie niską sprawność maszyny na poziomie poniżej 70%. Biorąc pod uwagę duży wpływ uszczelnień parowych na efektywność pracy maszyny zdecydowano o zastosowaniu najbardziej zaawansowanych na chwilę obecną w energetyce, wysoce niezawodnych, opatentowanych, inteligentnych uszczelnień parowych TurboCare typu SMART. Modernizacja uszczelnień obejmowała zastosowanie cofających się pierścieni uszczelniających na dławnicach, cofających się pierścieni uszczelniających ze szczotkami na uszczelnieniach międzystopniowych i szczotkowych pierścieni uszczelniających na uszczelnieniach nadbandażowych. 82 III Konferencja Wytwórców Energii Elektrycznej i Cieplnej Skawina 2012

8 Rys. 1. Montaż zmodernizowanej turbiny parowej TK50. Uszczelnienia dławnicowe. Na rys. 2a przedstawiono przykład cofającego się pierścienia uszczelniającego. Widoczna obwodowa sprężyna pomiędzy segmentami pierścieni uszczelniających zapewnia zwiększony luz uszczelnienia podczas krytycznych okresów rozruchu i odstawienia turbozespołu. W ten sposób uszczelnienie jest chronione podczas okresów eksploatacji, w których najczęściej dochodzi do jego uszkodzenia. Duże ryzyko uszkodzenia uszczelnień dławnicowych podczas uruchomień i odstawień maszyny związane jest głównie z pogorszonym stanem dynamicznym (przechodzenie przez obszary obrotów krytycznych) oraz pracę w nieustalonych warunkach termicznych i związanymi z nią odkształceniami elementów maszyny. W miarę jak zwiększa się przepływ pary w turbinie rośnie ciśnienie nad pierścieniami uszczelniającymi. Ciśnienie to powoduje powstanie siły promieniowej, dociskającej segmenty do wału aż do skasowania powiększonych luzów uszczelnienia, co następuje w bezpiecznym okresie po synchronizacji turbozespołu z siecią. Uszczelnienia międzystopniowe. Na rys. 2b przedstawiono przykład pierścienia uszczelniającego międzystopniowego. Analogicznie jak dla uszczelnień dławnicowych, również pozostałe uszczelnienia przywałowe wyposażone są w funkcję cofania. Ponadto, pierścienie uszczelniające międzystopniowe wyposażone są w element szczotki widoczny na rys. 2b. Obecność szczotki umożliwia zastosowanie zerowego (równego ok. 0,05 mm) promieniowego luzu uszczelnia dla pozycji zamkniętej. Prowadzi to do znaczącego wzrostu sprawności wewnętrznej stopnia. Zarówno materiał jak i konstrukcja szczotki przystosowane są do okresowego kontaktu w wałem wirnika bez negatywnego wpływu na element szczotki i powierzchnię wału. Uszczelnienia nadbandażowe. Na rys. 2c przedstawiono przykład nadbandażowego, szczotkowego pierścienia uszczelniającego. Zarówno materiał jak i konstrukcja szczotki umożliwiają, w porównaniu do oryginalnego rozwiązania konstrukcyjnego, kilkukrotne zmniejszenie luzu promieniowego. Prowadzi to do znacznego ograniczenia przecieków pary III Konferencja Wytwórców Energii Elektrycznej i Cieplnej Skawina

9 przez uszczelnienie oraz zwiększenia sprawności stopnia. Zarówno materiał jak i konstrukcja szczotki zapewniają jej elastyczność oraz odporność na uszkodzenia w wyniku okresowych kontaktów z bandażami łopatek wirnikowych. a b c Rys. 2. Pierścienie uszczelniające TurboCare. a Cofający się pierścień uszczelnienia dławnicowego. b Cofający się pierścień uszczelnienia międzystopniowego ze szczotką. c - Pierścień uszczelnienia nadbandażowego ze szczotką. Pierścienie antywirowe. Dla każdej aplikacji uszczelnień SMART wykonywana jest pełna analiza stabilności pracy maszyny. W przypadku zaistnienia takiej potrzeby stosowane są pierścienie antywirowe, których celem jest odstrojenie częstotliwości wirów występujących w sąsiedztwie uszczelnień od częstotliwości drgań własnych wału. Liczne aplikacje pierścieni antywirowych, w tym na rynku polskim, potwierdzają ich skuteczność. Należy podkreślić, że dzięki ochronnej funkcji cofania się oraz unikalnej konstrukcji zastosowanych uszczelnień parowych TurboCare typu SMART, w odróżnieniu od innych rozwiązań konstrukcyjnych dostępnych na rynku, poprawa osiągów turbozespołu zostanie utrzymana przez długi okres eksploatacji. Szczotka uszczelnienia nadbandażowego Szczotka uszczelnienia międzystopniowego Cofający się pierścień uszczelniający z widocznym otworem na obwodową sprężynę pomiędzy segmentami Rys. 3. Zmodernizowane uszczelnienia TurboCare typu SMART na turbinie parowej TK III Konferencja Wytwórców Energii Elektrycznej i Cieplnej Skawina 2012

10 4.2. Instalacje pomocnicze W wyniku modernizacji instalacji pomocniczych usunięto wszystkie smoczki parowe. Smoczki parowe współpracujące z kondensatorem zastąpione zostały nowoczesnymi, wysokosprawnymi pompami próżniowymi. Do wytwarzania podciśnienia w chłodnicy pary z uszczelnień zastosowane zostały wentylatory. Wyeliminowanie smoczków parowych oraz związana z tym eliminacja poborów pary do ich zasilania poprawiło w sposób istotny osiągi bloku, co skutkuje zauważalnym obniżeniem jednostkowego zużycia ciepła. Analiza ekonomiczna celowości wykonanej modernizacji potwierdziła jej zasadność oraz krótki czas zwrotu kosztów inwestycyjnych. Chłodnica pary z uszczelnień Wentylatory Rys. 4. Zmodernizowana chłodnica pary uszczelniającej wraz z wentylatorami na turbozespole TG 6. Modernizacja instalacji pomocniczych obejmowała zabudowę chłodnicy oparów z odgazowywacza, która nie występowała w oryginalnej instalacji. Opary z odgazowywacza, w których znaczny udział masowy posiada para wodna, były odprowadzane bezpośrednio do atmosfery, będąc znaczącym źródłem strat energii. Na rys. 5 przedstawiono porównanie obliczeniowej temperatury kondensatu dla czynnej oraz nie czynnej instalacji odzyskiwania ciepła z oparów z odgazowywacza. W nominalnym punkcie pracy, dzięki układowi odzyskiwania ciepła możliwe jest wyraźne, dodatkowe zwiększenie temperatury kondensatu. Uzyskane w ten sposób zwiększenie efektywności pracy bloku w pełni potwierdza zasadność wykonanej modernizacji. III Konferencja Wytwórców Energii Elektrycznej i Cieplnej Skawina

11 Temperatura kondensatu na wlocie do odgazowywacza, degc Nieczynny układ odzyskiwania ciepła Czynny układ odzyskiwania ciepła Masowe natężenie przepływu pary wlotowej do turbiny, t/h Rys. 5. Porównanie obliczeniowych wartości temperatury kondensatu na wlocie do odgazowywacza z czynnym oraz nie czynnym układem odzyskiwania ciepła z oparów. Kolumna odgazowywacza Zbiornik wody zasilającej Chłodnica oparów z odgazowywacza Rys. 6. Chłodnica oparów z odgazowywacza na turbozespole TG 6. Wymagane ciśnienie wlotowe wody zasilającej dla nowego kotła biomasowego jest istotnie niższe niż było dla oryginalnego urządzenia. W związku z powyższym podjęto decyzję o modernizacji istniejących pomp wody zasilającej (PWZ) pod kątem ich optymalnej współpracy z nowym kotłem. Wykonana modernizacja pomp wody zasilającej polegała na redukcji ich liczby stopni w celu obniżenia ciśnienia na tłoczeniu. Modernizacja pomp wody zasilającej miała na celu zarówno zmniejszenie kosztów eksploatacyjnych jaki i zwiększenie ich niezawodności ruchowej (np. zabudowa układu minimalnego przepływu chroniącego 86 III Konferencja Wytwórców Energii Elektrycznej i Cieplnej Skawina 2012

12 pompę podczas pracy przy niskiej wydajności). Jak wykazały analizy wykonana modernizacja PWZ pozwoliła obniżyć potrzeby własne bloku o kilkaset kilowatów. Poprawa sprawności obiegu była jednym z priorytetów podczas odbudowy i modernizacji instalacji pomocniczych. Istotnym elementem podjętych działań była maksymalizacja temperatury wody zasilającej oraz spełnienie w tym aspekcie minimalnych wymagań nowego kotła. Analiza bilansów masowo-energetycznych zmodernizowanej instalacji wraz z uwzględnieniem osiągów zmodernizowanego turbozespołu TK55 wykazała, że możliwe jest zwiększenie temperatury wody zasilającej o minimum 10 ºC, w porównaniu z oryginalną wartością wynoszącą 215 ºC. Realizacja powyższego celu wymagała jednak zaprojektowania nowego, wysokosprawnego układu regeneracji. Szczegółowe analizy wykazały, że w odróżnieniu od oryginalnej instalacji celowym jest zróżnicowanie pola powierzchni wymiany ciepła poszczególnych aparatów regeneracji NP. Nowe, zmodernizowane wymienniki ciepła regeneracji NP wykonano z użyciem technologii oraz materiałów zapewniających poprawę efektywności wymiany ciepła. Analogiczne działania podjęto dla regeneracji WP. Zwiększone zostało pole powierzchni wymiany ciepła, poprawiona efektywność oraz istotnie zwiększono przechłodzenie skroplin. Kolejnym działaniem mającym na celu poprawę sprawności obiegu była modernizacja kondensatora. Polegała ona na wymianie wkładu rurowego i jego dodatkowym usztywnieniu poprzez montaż dodatkowych przegród. W celu utrzymania wysokiej i niezmiennej w czasie czystości rurek zainstalowano samoczyszczące filtry na wlocie wody chłodzącej do kondensatora oraz zastosowano układ ciągłego czyszczenia rurek. 5. Podsumowanie W chwili obecnej odbudowany i zmodernizowany blok nr 6 zakończył pozytywnie ruch próbny i został przekazany do pełnej, komercyjnej eksploatacji. Dotychczasowe doświadczenia eksploatacyjne oraz analiza pracy bloku na podstawie odczytu parametrów z aparatury kontrolno-pomiarowej potwierdzają celowość wykonanych działań, których istotnym elementem była diagnostyka procesowa pozwalająca na optymalne zdefiniowanie możliwych obszarów poprawy efektywności. Podczas ruchu próbnego blok osiągnął swoją nominalną moc 55 MWe przy temperaturze wody zasilającej równej ok. 230 ºC i przy strumieniu pary wlotowej wynoszącym ok. 205 t/h. Wyniki wstępnych analiz wskazują na uzyskanie osiągów, w szczególności jednostkowego zużycia ciepła, wyraźnie lepszych od zakładanych. Będą one zweryfikowane przez oficjalne pomiary gwarancyjne, których przeprowadzenie jest planowane w najbliższym czasie. [1] Sprawozdanie z pomiarów poremontowych turbozespołu TG 6 w Elektrowni Konin, ENERGOTHERM Sp. z o.o., RE/03/01/03, marzec 2009 r. III Konferencja Wytwórców Energii Elektrycznej i Cieplnej Skawina