РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ ТУРБОАГРЕГАТА К-500-240-4 ЛМЗ АО «СТАНЦИЯ ЭКИБАСТУЗСКАЯ ГРЭС-2»

При разработке нормативных энергетических характеристик турбин за основу берутся данные тепловых (балансовых) испытаний оборудования.

В данный момент времени на большинстве электростанций характеристики разработаны на основе тепловых испытаний, проведенных до 90-х годов. В связи с вышеизложенным и для точного анализа фактической работы турбоагрегатов, их экономической эффективности и технического состояния необходимо своевременно проводить тепловые испытания.

Тепловые испытания необходимо проводить в следующих случаях:

- после пуска вновь вводимого оборудования;

- после длительной эксплуатации – более 50 000 ч работы;

- после существенных изменений конструкции, состояния или условий работы.

Специалистами ТОО «Фирма Казэнергоналадка» в 2010 г. были проведены тепловые испытания турбоагрегата К-500-240-4 ЛМЗ ст. №1 АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2» в связи с длительной эксплуатацией – более 50000 ч работы с даты проведения последних испытаний.

На АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2» установлено два блока мощностью по 500 МВт, энергоблок ст. № 1 введен в эксплуатацию в 1990 г. и энергоблок ст. № 2 – в 1993 г. В настоящее время турбина К-500-240 является самой мощной на территории Казахстана.

Паровая турбина К-500-240-4 Ленинградского машиностроительного завода номинальной мощностью 525 МВт предназначена для привода генератора типа ТВВ-500-2ЕУЗ ЛЭО «Электросила» мощностью 500 МВт, работает в блоке с прямоточным энергетическим котлом П-57Р (Пп-1650/255) Подольского машиностроительного завода, рассчитанным на сжигание экибастузского угля и на работу со следующими номинальными параметрами: паропроизводительность – 1650 т/ч, давление острого пара – 255 кгс/см2, температура острого пара – 545 0С, температура промежуточного перегрева пара – 545 0С, давление промежуточного перегрева пара – 39 кгс/см2.

Турбина выполнена четырехцилиндровой (ЦВД, ЦСД, 2×ЦНД) и рассчитана на работу с номинальными параметрами пара: давление свежего пара – 240 кгс/см2, температура свежего пара – 540 0С, температура пара после промперегрева перед защитным клапаном цилиндра среднего давления – 540 0С, давление отработавшего пара 0,035 кгс/см2.

Конденсаторная группа 500-КЦС-4 состоит из двух конденсаторов, имеющих суммарную поверхность охлаждения 22500 м2.
Регенеративная установка турбины состоит из четырех подогревателей низкого давления (ПНД), два из которых ст. №№1 и 2 – вертикальные, смешивающего типа, выполнены по схеме с перекачивающими насосами, и трех подогревателей высокого давления (ПВД).

Деаэратор и турбопривод насосного агрегата питаются паром из IV отбора турбины. При нагрузке менее 335 МВт они переводятся на питание от коллектора собственных нужд.

Питательная установка состоит из двух параллельно работающих турбонасосных агрегатов (ТПН), включающих главный насос ПН-1500-350-1, бустерный насос ПД-1600-180-М и турбопривод – конденсационную турбину ОК-18ПУ-500 (К-11-10П).
Тепловые испытания турбоагрегата ст. №1 ЭГРЭС-2 проводились по утвержденной рабочей программе, которая отражала режимы работы турбоагрегата на время испытаний, количество и продолжительность опытов, особенности тепловой схемы, допускаемые отклонения параметров, необходимые точки замеров.


При проведении тепловых испытаний замерялись следующие параметры:

– давления и температуры всех потоков пара (свежего пара, отборного пара и пара с промперегрева), питательной воды и основного конденсата;

– расходы свежего пара, пара с промперегрева, питательной воды и основного конденсата;

– мощность на зажимах генератора.

За основу обработки полученных при испытаниях результатов были приняты средние значения опытных величин. Для построения энергетических характеристик результаты испытания приводились от условий опыта к номинальным условиям.

В результате проведенного теплового испытания были получены характеристики турбины, которые позволили:

– определить расход пара и тепла на турбину в зависимости от вырабатываемой мощности на различных режимах работы агрегата:

• при работе турбины с ПВД, без ПВД;
• при работе ТПН от различных источников пара;
• при работе конденсатора в различных условиях (давление отработавшего пара 0,035 кгс/см2, при температуре охлаждающей воды 15 0С и расходе 51480 м3/ч);

– определить фактический уровень экономичности и показатели (в частности, внутренние относительные КПД цилиндров, температурные напоры сетевых и регенеративных подогревателей и конденсатора, давления в камерах отборов и т.д.), характеризующие эффективность работы отдельных узлов и элементов турбинной установки;

– выполнить сравнительный анализ с данными предыдущих тепловых испытаний, проведенных специалистами «Сибтехэнерго» в 1993 г., и с данными завода-изготовителя (А.П. Огурцов. Паровые турбины сверхкритических параметров ЛМЗ. М.: Энерго-атомиздат, 1991 г.);

– выдать рекомендации по улучшению работы отдельных узлов и элементов и в целом турбинной установки.

Некоторые из основных результатов тепловых испытаний турбоагрегата К-500-240-4 ст. № 1 ЭГРЭС-2 показали:

– значения давлений по большинству ступеней ниже заводских значений и испытаний 1993 г. Так, например, при расходе свежего пара Д0=1350 т/ч значение давления в первом отборе по настоящему испытанию составило 54,5 кгс/см2, что на 0,5 кгс/см2 (55 кгс/см2) ниже заводских данных и на 4 кгс/см2 ниже испытаний 1993 г. (58,5 кгс/см2). Причиной сниженных давлений явилось увеличение зазоров проточной части;

– при расходе свежего пара Д0=1150 т/ч были получены следующие значения КПД: ЦВД – 75 % и ЦСД – 88 %. Полученные значения КПД ниже значений испытаний 1993 г. – КПД ЦВД на 1 % (76 %) и КПД ЦСД на 4,4 % (92,4 %). Одной из явных причин снижения КПД ЦВД и ЦСД также является увеличение зазоров проточной части;

– фактический уровень экономичности турбины, определение которого явилось основной целью проведения испытаний, показал, что за период с момента проведения тепловых испытаний 1993 г. в целом произошло снижение экономичности работы турбоагрегата.

Например, для несения электрической мощности в 400 МВт удельный расход пара увеличился на 2,2 % и составляет 3,08 кг/(кВт∙ч), удельный расход тепла на турбину для того же значения мощности увеличился на 42 ккал/(кВт·ч) и составил 1934 ккал/кВт·ч.

Изменение экономичности турбоустановки напрямую связано с такими факторами, как неизбежное старение оборудования и его фактическое состояние, условия эксплуатации турбоагрегата и др.

Снижение экономичности работы турбоустановки приводит к увеличению расхода условного топлива в сравнении с 1993 г. в среднем на 8 т у.т./кВт∙ч.

 

В заключение хотелось бы отметить, что своевременное проведение тепловых испытаний способствует ряду важных оценок, в частности, по эффективности использования топливно-энергетических ресурсов и разработке эффективных мер по снижению затрат предприятия, формированию энергосберегающих мероприятий и рекомендаций, направленных на повышение надежности работы оборудования.

11.11 .2011