Проектирование тепловой электростанции на сверхкритические параметры пара, с предполагаемым КПД приблизительно 50 %, страница 13

В отличие от перспективных европейских мощные угольные энергоблоки в Японии (до 1050 МВт) рассчитаны на относительно невысокое начальное давление пара 24...25 МПа, так как считается, что обеспечить надежность корпусных деталей и паропроводов значительно сложнее, чем деталей роторов (даже при двухвальном исполнении и частоте 60 Гц).

В Европе разработку угольных энергоблоков мощностью до 800...1000 МВт производят фирмы «Сименс» и ABB, в Японии — «Мицубиси», «Хитачи» и «Тошиба».

Российская энергетика переживает кризис, для которого характерны:

1.  Незначительный ввод новых мощностей современного уровня. Годовой ввод новых мощностей почти не превышает вывода из эксплуатации устаревшего оборудования и его перемаркировку. В то же время в бывшем. СССР он обычно составлял не менее 3 %.

2. Массовое исчерпание физического ресурса оборудования электростанций.

3. Низкие экономические показатели электростанций: средний удельный расход топлива на выработку электроэнергии  составил 343,7 г/(кВт-ч), что соответствует КПД нетто энергоблока = 35,8 %.

С учетом того что почти половина выработки электроэнергии на органическом топливе относится к агрегатам с комбинированной выработкой тепла и электроэнергии, установленным на ТЭЦ, ясно, что для конденсационных энергоблоков КПД будет еще ниже. Следует подчеркнуть, что невысокий КПД отечественных электростанций связан не только с неблагоприятными условиями эксплуатации, но и со старением оборудования и сегодня уже низкой «парадной» экономичностью.

4. Нерациональная структура генерирующих мощностей вследствие ничтожной доли ГТУ и ПГУ. Значительная доля оборудования установлена на электростанциях с поперечными связями, не имеет промперегрева, его мощность ниже 100 МВт и, как следствие, технико-экономические показатели хуже, чем у энергоблоков СКД.

Все перечисленное можно было бы считать временным явлением, вызванным спадом производства и общим состоянием экономики страны, если бы общий энергетический кризис не сопровождался научно-техническим отставанием, негативные последствия которого сказываются уже не только сейчас, но будут катастрофическими через 10—20 лет, а возможно и всегда.

Паровые турбины почти всех основных типоразмеров, которые в свое время соответствовали мировому уровню, а иногда и превосходили его, уже очень давно находятся в эксплуатации (табл. 1)

Таблица 6 - Ввод в эксплуатацию головных образцов турбин на электростанциях

В 1971 г. в России, как почти везде в мире, по причинам, в основном не связанным с надежностью турбин, были снижены температуры свежего пара и пара промпе-регрева с 560...565 °С до 540 °С, а на ТЭЦ — до 555 °С.

Многие из перечисленных турбин выполнены в нескольких модификациях и прошли частичную модернизацию, направленную на повышение их экономичности и надежности.

Так, в турбине К-800-23,5 ЛМЗ была изменена конструкция рабочих лопаток регулирующей ступени" создана сварная пакетная конструкция, допускающая большие изгибные напряжения. Таких пакетов до сих пор нет ни у одной зарубежной фирмы, применяющей сопловое парораспределение. Аналогичное пакетирование частично применяется и в других турбинах ЛМЗ.

Для турбин К-300-23,5 специалистами ЛМЗ разработан и внедрен на многих машинах новый ЦНД с улучшенным внутренним периферийным обводом, новыми рабочими лопатками с интегральными бандажами трапециевидного сечения и демпферными проволочными вставками. В проточных частях последних модификаций турбин завод отказался от промежуточных связей (кроме последней ступени).