Проектирование тепловой электростанции на сверхкритические параметры пара, с предполагаемым КПД приблизительно 50 %, страница 14

У турбины Т-100-12,8 ТМЗ было перераспределено число сопл по сегментам регулирующей ступени, увеличено количество гребней в уплотнениях, в некоторых ступенях изменена конструкция периферийных уплотнений.

Эти отдельные изменения повысили эффективность и надежность турбин, однако не столь существенно, как это возможно сделать сегодня и как это делают многие зарубежные фирмы. Нельзя, например, не отметить, что самые многочисленные у нас турбины Т-50-12,8 и Т-100-12,8 по сей день выпускаются с большими перекрышами в открытии регулирующих клапанов, что снижает их экономичность. Двухвенечные ступени скорости, применяемые в этих турбинах, в настоящее время не используются в турбинах мощностью более 30 МВт. В многоцилиндровых агрегатах ЛМЗ применяются секционированные конденсаторы, повышающие КПД ПТУ при малых объемных пропусках пара, а также смешивающие ПНД. Турбомоторный завод улучшил систему отборов пара на сетевые подогреватели, повысил надежность ЧНД своих теплофикационных турбин.

Большая часть решений, принятых для совершенствования проточных частей паровых турбин и используемых во многих зарубежных турбинах, впервые была предложена и разработана российскими учеными и инженерами, в том числе и в МЭИ. К сожалению, далеко не все из этих решений используются отечественными заводами.

Около 20 лет назад в мире начались научные исследования и конструктивные проработки по формированию научно-технического задела для создания энергоблоков нового поколения, базирующихся на использовании угля. Но еще ранее в США и России были изготовлены и прошли цикл испытаний энергоблоки на весьма высокие параметры пара, в том числе турбина ХТГЗ СКР-100 на параметры 30 МПа, 650°С. Целями испытаний являлись решение металловедческих и конструктивных проблем, разработка работоспособной системы охлаждения. Повышению экономичности не уделялось особого внимания, хотя указанный уровень параметров способствовал этому повышению.

Следует подчеркнуть еще два серьезных обстоятельства:

создание энергоблоков нового поколения за рубежом началось прежде всего исходя из требования решения региональной, если не сказать глобальной проблемы обеспечения экологических показателей электростанций;

каждый дополнительный процент производства электроэнергии на душу населения означает прирост валового продукта на 2,5...3,5 %, что особенно важно сейчас, поскольку по этому показателю Россия в последние годы существенно отстает от развитых стран.

По сравнению с традиционными энергоблоки нового поколения должны обеспечить:

существенно более высокие показатели надежности, в частности более высокие коэффициенты технического использования, большие межремонтные периоды и ресурс;

значительно более высокие показатели экономичности на номинальном режиме и в широком диапазоне изменения нагрузки, хорошие показатели маневренности, обеспеченные максимальным использованием уже отработанных способов повышения КПД проточной части турбины и вспомогательного оборудования ПТУ без снижения их надежности;

оптимизацию аэродинамических, конструктивных и схемных апробированных решений;

возможность окончательной разработки и производства оборудования (котлов, турбин, насосов и др.) на отечественных предприятиях;

высокие экологические показатели (уменьшение теплового загрязнения окружающей среды, снижение расходов охлаждающей воды, сокращение вредных выбросов).

На рисунке 10 в качестве примера современной тепловой схемы показана схема ПТУ теплофикационного энергоблока для работы на каменном угле фирмы «Сименс». Ввод его в эксплуатацию, был предусмотрен в 2000 г. Параметры: 28,0 МПа/580/600 °С, р_к = 3,0 кПа, t_{пит. в} = 300°С.

При конденсационном режиме = 46 %. Столь высокий КПД энергоблока определяется не только значительной эффективностью всего оборудования, но и использованием трехцилиндровой турбины с большой кольцевой площадью выхлопа, позволившей благодаря малым выходным потерям применять питательный электронасос. По мнению авторов проекта, дальнейшее повышение температуры свежего пара до 600 °С, а также применение второго промперегрева повысили бы КПД на 1 % (абс,), но потребовали бы использования более жаропрочных материалов.