Поэтому в дальнейшем процессе сжатия сжимается не влажный пар, а жидкость. Поскольку изменение объема при изменении давления для жидкости мало, поэтому и работа сжатия в цикле Ренкина оказывается значительно меньше, чем в цикле Карно, то есть de можно считать изохорой. А поскольку сжатие происходит в идеальных условиях, то есть адиабатно, то линия de называется изохорой или изоэнтропой.

Рассмотрим цикл работы теплоэнергетических установок в T-S-диаграмме.

При подводе и отводе теплоты изменяется фазовое состояние рабочего тела (жидкое – парообразное – жидкое). Нагрев воды в парогенераторе 1 до температуры насыщения  при давлении р0 (линия 1–2), парообразование (линия 2–3) в парогенераторе 1 и перегрев пара (линия 3–4) в пароперегревателе 2 парогенератора происходят при р0 =const. По T-S-диаграмме можно определить фазовое состояние 1 кг рабочего тела в любой точке цикла.

В области насыщенного пара изобарный процесс (линия 2–3) совпадает с изотермным, т.е. парообразование происходит при постоянном давлении р0 и температуре Тп. Вода поступает в парогенератор 1 с теплосодержанием , которое изображается площадью 1а0д. Количество теплоты, затраченное на нагрев воды до температуры насыщения (кипения), численно равно площади 12 ба; на парообразование – площади 23 вб; на перегрев пара – площади 34 гв. Суммарное количество теплоты , переданное рабочему телу, численно равно площади 1234 га. Это количество теплоты при изобарном процессе ее подвода

В идеальной турбине расширение пара происходит по изоэнтропе (линия 4–5). После турбины пар поступает в конденсатор, где передает теплоту охлаждающей воде, которая поступает в холодный источник (реку, озеро и т.д.). Процесс конденсации отработавшего в турбине пара показан линией 5–1. Отданное холодному источнику количество теплоты численно равно площади 51 аг:

где  ккал/кг в паротурбинных установках, работающих глубоким вакуумом.

Конденсация пара происходит при постоянной температуре  и постоянном давлении  кгс/см, т.е. изобарный и изотермический процессы совпадают.

Состояние и перспективы развития отечественных паровых турбин.

Отечественное энергетическое паротурбостроение в течение длительного времени находилось на высоком уровне. Турбины и другое оборудование турбоустановок (ПТУ) проектируются и изготовляются на российских заводах и двух украинских – Харьковском турбинном (ныне Турбоатом) и Сумском насосном. Все оборудование электростанций выполнено собственными силами в отличие, скажем, от США и Японии, где эксплуатируется и импортное оборудование (в частности, паротурбинное).

Нашими заводами созданы ПТУ, турбины и их элементы, многие из которых до сих пор не превзойдены за рубежом. В связи с этим можно отметить крупнейшую в мире одновальную турбину СКД ЛМЗ К-1200–23,5 для привода двухполюсного электрогенератора, более 20 лет успешно работающую на Костромской ГРЭС. Вообще, в РФ число турбин сверхкритического давления (СКД) больше, чем в любой другой стране: 100 штук конденсационных. В то же время практически вся энергетика Европы (кроме стран СНГ), развивающихся стран и в немалой степени США до последнего времени была ориентирована на докритическое давление p0=16,3 – 18 МПа. За рубежом на паросиловых тепловых электростанциях редко встречается столь глубокий расчетный вакуум, как на наших ТЭС – при tохл.в=12 0С, хотя это существенно усложняет создание мощных турбин.

Только в странах бывшего СССР длительное время эксплуатировались быстроходные пятицилиндровые турбины насыщенного пара мощностью 500 и 750 МВт производства Турбоатом и мощностью 1000 МВт ЛМЗ. Схема этих турбин – по 2 ЦНД по бокам от двухпоточного ЦВД; сложный многоопорный валопровод имеет хорошие вибрационные характеристики. Некоторые отечественные мощные турбины АЭС, тихоходные на 25 1/с: турбины Nэ>500 МВт Турбатом для двухконтурных АЭС с реакторами ВВЭР.

Почти половина электростанций РФ, использующих органическое топливо, – это ТЭЦ с экономически и экологически благоприятной комбинированной выработкой тепла и электроэнергии. Суммарно вне стран СНГ нет столько теплофикационных турбин, сколько разработано ТМЗ и ЛМЗ, нет такого разнообразия конструкций, схем, мощностей. Первые в мире теплофикационные турбины СКД мощностью до 300 МВт (Т-250/300–23,5 ТМЗ) были освоены в начале 70-х годов. Сейчас па ТЭЦ РФ эксплуатируются 22 таких энергоблока.

В нашей стране впервые были применены системы двухступенчатых отопительных отборов, тепловые отборы нерегулируемого давления. Сейчас такие системы повсеместно используются и у нас, и за рубежом, где в последние годы, в том числе в Северо-западной Европе, в КНР, получили распространение ТЭЦ, причем в Дании на угольных энергоблоках мощностью до 400 МВт и выше. Однако в этой области и по параметрам, и по экономичности мы стали отставать, все больше поставляя на собственные ТЭЦ мелкие агрегаты, которые малоэффективны и относительно дорогие.

Известно, что наиболее сложный элемент турбины – это последняя ступень. Увеличение ее длины (при той же частоте вращения n) и кольцевой площади Ω в значительной мере характеризует технический уровень турбинного завода, фирмы. Одним из прогрессивных путей решения этой задачи (примерно через 5 лет каждая фирма переходит на последние лопатки большого размера) является изготовление лопаток из титанового сплава. Впервые такие лопатки сначала длиной 960 мм, а затем 1200 мм с Ω=11,3 м2 были поставлены на турбины ЛМЗ. Многие ведущие фирмы также пытались установить титановые лопатки в последних ступенях, однако нередко неудачно. Лишь с 1992 г., а в США американской фирмой «Дженерал электрик» (ДЭ) и позже, японские фирмы пустили в эксплуатацию турбины с титановыми лопатками длиной 1016 мм.

Но даже при легком титановом сплаве выдержать центробежную силу длинных лопаток непросто. Сначала для этого использовался сварной ротор, а затем для ЦНД турбин ЛМЗ К-1000–5,9 на Ижорском заводе был изготовлен уникальный ротор большого размера без центрального сверления. Роторы без центрального отверстия, тем более таких размеров, пока нигде не используются. Известны лишь проекты этих роторов, разработанные фирмой «Сименс» для своих мощных перспективных турбин.

Из других достижений нашего турбостроения следует отметить пакетную конструкцию рабочих лопаток, примененную ЛМЗ в регулирующей ступени (при ее мощности 50 МВт) турбины К-800–23,5–5. При парциальном подводе пара новая конструкция ЛМЗ допускает в несколько раз большие изгибные напряжения, чем было принято раньше. Пакеты лопаток применяют ЛМЗ и Турбоатом в других ступенях своих турбин. Пакетирование с кольцевой перевязкой не только повышает надежность лопаток, но и позволяет увеличить КПД ступеней, особенно при переменных режимах работы.

В крупном турбостроении на все характеристики ПТУ благоприятно сказалась конкуренция: по конденсационным агрегатам ЛМЗ и Турбоатом, по теплофикационным – ТМЗ и ЛМЗ.

Достоинства отечественных турбин, в том числе, указанных выше, объясняются соответствующим уровнем паротурбостроения. Этому способствуют подготовка высококвалифицированных инженерных и научных кадров в ведущих вузах страны, научные исследования больших объемов, разнообразия, глубины, проводимые в заводских лабораториях и КБ, в НИИ, в технических университетах. Были созданы получившие мировое признание научные и конструкторские школы. Турбинные заводы оснащались современным технологическим, контрольным и экспериментальным оборудованием. Например, из трех имеющихся в мире опытных натурных стендов два находятся у нас – на ЛМЗ и ТМЗ. В подготовке кадров, в том числе и рабочих, в анализе и освоении имеющегося опыта, в использовании лучших научных и технических разработок немалую роль играет техническая литература. По паровым турбинам, ПТУ, смежным проблемам книг на русском языке больше, чем суммарно на других языках. Наша литература по паровым турбинам переводится на иностранные языки. Например, только книги профессора кафедры паровых турбин МЭИ изданы на 12 языках. Отметим, что в некоторых странах развитого турбостроения (США, Франции, Японии) нет своих книг по паровым турбинам, содержание которых соответствует современному уровню.

Во всех турбинах отечественных заводов широко используются созданные у нас турбинные решетки, типовые ступени, проточные части, другие элементы парового тракта. Они аэродинамически отработаны, иногда имеют нетрадиционную форму, испытанные в аэро- и пародинамических трубах, в экспериментальных турбинах (ЭТ), на натурных стендах, на электростанциях. В ЦКТИ и в СПбГТУ имеются уникальные ЭТ с разрезным валом. Значительное место в исследованиях и отработке, вплоть до доводки на электростанциях, уделяется вибрационной отстройке лопаток и роторов, переменным режимам, иногда весьма сложным – это режимы ЦНД при уменьшенных объемных пропусках пара GКvK. Как нигде, наиболее значительны объем и широта исследований по газодинамике влажного пара и сепарации влаги. Итогом разработок реконструкций турбин, проведенных заводами, электростанциями, научными институтами и наладочными организациями, явилось то, что многие турбины, в том числе и очень мощные, вместо первоначального проектного ресурса, равного 100 тыс. ч, работают 200 тыс. ч и более. Российские и украинский заводы экспортировали турбины в десятки стран. Этот выгодный экспорт наукоемкой продукции продолжается и сейчас. Однако нельзя не отметить и серьезные недостатки в разработке, изготовлении и эксплуатации отечественных ПТУ. К ним относится зачастую невысокое качество вспомогательного оборудования. Этому способствовало то, что длительное время турбозаводы отвечали не за всю ПТУ, а только за оборудование собственного изготовления: турбину и конденсационную установку. При испытаниях ПТУ на электростанциях, оценке работы заводов, их КБ, сравнении с гарантийными показателями вводились поправки на реальные характеристики оборудования «чужого» изготовления: подогреватели, насосы, их привод, сепараторы-промперегреватели АЭС, арматуру и др.

Основные зарубежные фирмы, концерны, транснациональные компании, выпускающие турбины, диверсифицированы. Они создают также электронную и вычислительную технику, включая используемую в военной промышленности. Это относится к проектированию турбин, роботам для изготовления лопаток, системам управления, контрольной аппаратуре, измерениям и др. у нас другое положение, которое в основном осталось и сейчас, несмотря на отдельные случаи использования результатов конверсии ВПК. Сегодня в значительной мере и при выполнении НИОКР, и при производстве, и эксплуатации турбин в ПТУ широко используются новые программы, САПР, диагностика на базе современных ЭВМ. Все это, включая полностью автоматизированные системы управления и защиты, а также первичные элементы для АСУ ТП, в немалой степени связано с разработками, пришедшими из ВПК. Так, в проточных частях газовых турбин применяются некоторые новые конструктивные и аэродинамические решения, которые позже и в меньшей степени используются в отечественных паровых турбинах, хотя именно для них они были предложены и исследованы в технических университетах и НИИ. В новых иностранных турбинах получили широкое распространение: разработанное в МЭИ особое профилирование меридионального обвода сопловых лопаток малой высоты; полностью пространственный расчет, с учетом влияния вязкости и взаимного влияния решеток; лопатки, наклонные (с переменным по радиусу углом наклона) по направлению вращения, предложенные МЭИ и названные «саблевидными»; направленные корневые межвенцовые протечки; оригинальные конструкции уплотнений и многое другое. При этом большинство из перечисленных выше решений впервые было предложено или разработано в России, и в зарубежной литературе часто ссылаются на наш приоритет.

Нередко изменение конструкций турбины хотя и обеспечивает повышение КПД и надежности, влечет за собой удорожание НИОКР и самой турбины и поэтому редко применяется заводами РФ.

При экспорте энергетического оборудования, в том числе и ПТУ, в заключаемых контрактах всегда указываются его гарантийные характеристики. Если испытания покажут отклонения КПД ПТУ от гарантийных, то изготовитель платит покупателю (электростанции или энергосистеме) или, наоборот, получает материальное поощрение, которое у нас, правда, пока почти не доходит до непосредственных создателей турбин и ПТУ. К сожалению, для внутренних поставок такого правила нет, да и стоимость агрегата практически не зависит от его реальных характеристик, полученных при испытаниях и эксплуатации. Также нет материальной ответственности изготовителей при снижении надежности оборудования. Конечно, при его поломках завод поставляет (не всегда сам) новые детали, производит ремонт, однако не компенсирует неплановую недовыработку энергии. В последние годы немалую долю прибыли, да и загрузку зарубежных энергомашиностроительных фирм обеспечивают договора о постоянном длительном обслуживании оборудования по окончании краткого, всего двухгодичного гарантийного периода. Такие договора должны быть обязательными и у нас. Будет справедливо, если все отклонения от гарантийных характеристик должны материально сказываться на исполнителях, особенно теперь, когда большинство предприятий полностью или частично приватизировано.

За последнее время увеличилось количество неполадок оборудования: повышенная вибрация роторов; поломки лопаток, особенно в ступенях, где процесс расширения пара происходит вблизи пограничной кривой; прогибы диафрагм и др. Так, на одной из крупнейших многоцилиндровой тихоходной турбине АЭС в четвертой от конца ступени ЦНД были поломки или обнаружены трещины в хвостовиках лопаток. Требуется полная их переделка, стоимость которой чрезвычайно велика. Видимо, контракт с заводом на постоянное обслуживание, который включал бы и стоимость непланового ремонта, и вынужденную замену деталей, обошелся бы электростанции дешевле.

В последние годы в мировой энергетике наметилась тенденция создания существенно усовершенствованного оборудования, в том числе турбин и ПТУ. Практически на всех недавно построенных иностранными фирмами паросиловых (на органическом топливе) электростанциях, строящихся сейчас и заказанных с вводом в действие до конца прошлого и в начале этого столетия, КПД нетто энергоблока вместо недавнего = 36–39% повысился до 43–46% (иногда уже по данным испытаний) и планируется (причем для электростанций, работающих на каменном угле) его увеличение до 47–49%.

Такой рост эффективности энергоблоков объясняется повышением параметров свежего пара, температур промперегрева и питательной воды, углублением вакуума, радикальным совершенствованием оборудования: основного (котельные установки и паровые турбины) и вспомогательного. Для мощных турбин (а речь идет об агрегатах до  = 1000 МВт) – примерно половина выигрыша КПД всего энергоблока определяется изменением параметров, другая половина – улучшением конструкции собственно турбины. Новые, в том числе упомянутые выше, усовершенствования турбины обеспечивают тем большую долю повышения КПД, чем меньше мощность.

Сейчас, начиная с , как правило, создаются турбины СКД. С учетом комплекса мер по снижению концевых потерь в решетках и уплотнениях рассматривается технико-экономическая целесообразность СКД даже при , начиная со 100 МВт. Параметры пара на отдельных энергоблоках повышаются до 28–31 МПа, 580–600 , рядом фирм начато проектирование с переходом к , появились исследования возможности перехода на кажущуюся фантастической температуру – 720 .

У нас все же энергоблоки при давлениях пара перед турбиной: 12,8 и 23,5 МПа были вынужденно переведены с температур 560/565 на 540/540 (не считая подробно описанный в литературе опытно-промышленной турбины ХТЗ СКР -100 на 30 МПа, 650). В течение последних 30 лет не было создано и даже спроектировано (не заказано) ни одной турбины на новые повышенные параметры пара. Кроме отдельных, частных усовершенствованных кардинальных изменений в проточной части турбин и в ПТУ пока нет, хотя расчетные проработки для некоторых элементов все же имеются.

Настораживает и тот факт, что сокращается объем исследований, особенно экспериментальных, проводившихся на самих заводах и по их заказу в НИИ и вузах. Конечно, сокращение промышленного производства сказывается на потребности в электроэнергии. Тем не менее в некоторых регионах ее все же не хватает. Какой громадный перерасход топлива, какое обострение в связи с этим экологической ситуации происходит из-за того, что на относительно крупных котельных РФ отпущено тепла в 2 раза больше, чем на ТЭЦ. Но, главное – это лавинно нарастающие доли исчерпавшего свой физический ресурс оборудования. Сегодня это – 20 млн. кВт, а к 2010 эта цифра дойдет до 90 млн. кВт, т.е. практически половина генерирующих мощностей в РАО ЕЭС России, не говоря уже о мелких коммунальных и промышленных турбинах, где до сих пор эксплуатируются агрегаты даже довоенного производства.

Невысокая надежность оборудования требует все более частых и дорогостоящих ремонтов. Это проблема не только нашей, но всей мировой энергетики. Безусловно, одновременно происходит и моральное старение этого оборудования. Признано, что новейшие из паровых турбин по сравнению со спроектированными 10–15 лет назад (а у нас таких подавляющее большинство) при тех же параметрах и той же площади выхлопа позволяют повысить КПД ПТУ на 4,5–6,0% (относительных). Следует также учитывать, что вскоре вследствие завершения срока допустимой работы АЭС придется останавливать их энергоблоки, в том числе мощностью 1000 МВт, многие из которых находятся в странах бывшего СССР, в том числе в РФ. Это относится в первую очередь к ЛАЭС номинальной мощностью 4 млн. кВт, пока обеспечивающей значительную часть выработки электроэнергии всего северо-западного региона России. Турбины АЭС для замены энергоблоков, исчерпавших ресурс, должны иметь КПД, соответствующий современному уровню.

Проблема технического перевооружения оборудования, исчерпавшего свой ресурс, не может решаться без одновременного радикального повышения его эффективности. И здесь, впервые в нашей истории отечественная промышленность столкнулась с конкуренцией иностранных фирм. Для замены оборудования электростанций в странах бывшего СЭВ организован экономический консорциум, включающий ведущие энергомашиностроительные и металлургические фирмы Западной Европы. Ряд фирм прилагает усилия, чтобы получить эти заказы, только первая часть которых оценивается в 2,3 млрд. долларов. Уже представлены проекты модернизации конкретных турбин. Например, на энергоблоке СКД мощностью 300 МВт с турбиной Турбоатом на Змиевской ГРЭС предлагалось заменить ЦВД на цилиндр горшкового типа фирмы «Сименс», ЦСД – проекта «Альстом» – ДЭК, оставив неизменными харьковские ЧНД. Практика отечественной энергетики имеет печальный опыт комбинации турбин мощностью 500 МВт, отдельные элементы которых созданы разными заводами. Они сопровождались неоднократными поломками, причём непонятно, какой из изготовителей несёт за это ответственность.

Можно не сомневаться, что если в дальнейшем, даже не в столь отдаленном будущем, не произойдет улучшения всех эксплуатационных показателей энергоблоков, их ПТУ и турбин, в том числе по КПД, надёжности, экологичности, если эти показатели окажутся хуже, чем у оборудования, предлагаемого зарубежными фирмами, отечественное энергомашиностроение перестанет существовать. А оно до недавнего времени было одной из отраслей мирной промышленности, где мы могли успешно конкурировать с другими развитыми странами. В конечном итоге, такое положение приведет к потере независимости энергетики. играющей определяющую роль в независимости страны. Для того чтобы представить себе, что нас ждет в будущем, рассмотрим ситуацию в Казахстане. Там на 25 лет управление национальной энергетикой передано транснациональному концерну АВВ. Наивно думать, что все энергетическое оборудование, в том числе паровые турбины, и новое, и реконструируемое, будет изготовляться. как до этого, на российских заводах, а не АВВ. Ясно, откуда будут поставляться запасные части и где проводиться ремонт.

Наряду со многими, сегодня почти не оспариваемыми способами повышения КПД проточной части и уменьшения потерь во всем паровом тракте, остались некоторые вопросы оптимальном разработки паровых турбин, требующие обсуждения. Один из них – конструкция цилиндров и частей турбины для многоцилиндровых агрегатов, к ним относятся турбины мощностью более 200, а иногда даже и 100 МВт.

Цилиндры низкого давления – обычно двухпоточные с нейтральным подводом пара. Если размеры последней ступени и объёмный пропуск позволяет ограничиться одним потоком, то логично отказаться от подвального и даже более благоприятного бокового расположения конденсаторов. Осевой конденсатор заметно повышает экономичность комплекса: последняя ступень+выходной патрубок, существенно сокращает строительные затраты в машзале. Такой проект для турбины мощностью 300 МВт имеется во Франции. Применительно к нашим условиям в МЭИ проработаны варианты однопоточной турбины ещё большей мощности с ухудшенным вакуумом и использованием очень длинной лопатки ЛМЗ-МЭИ.

Цилиндры высокого давления могут быть однопоточными: К-200–12,8 ЛМЗ; Т-100–12.8 ТМЗ; турбины серии СКД Турбоатом; большинство машин европейских фирм. Для турбин СКД ЛМЗ применяет ЦНД петлевого типа с центральным подводом пара. Его преимущества – уравновешивание осевых усилии, меньшие концевые утечки. Результаты детальных расчетов как и некоторые испытания, проведенные фирмой ОРГРЭС. Особенно после установки диффузоров за последними ступенями обоих отсеков, показали их большую эффективность по сравнению с однопоточным ЦВД. В турбинах фирмы «Митсубиси» мощностью 700 МВт ЦВД выполнен с центральным подводом пара и двумя симметричными потоками, включая две регулирующие ступени. Иная конструкция ЦВД реактивного типа требует думмиса, иногда даже двух. При этом появляются дополнительные утечки тем большие, чем меньше .

Цилиндры среднего давления турбин ЛМЗ мощностью =200 МВт, других турбин больших мощностей – однопоточные; в агрегатах СКД ЛМЗ от 500 до 1200 МВТ, а также многих мощных зарубежных турбин – двухпоточные. Они более эффективны, но в связи с очень длинным и гибким ротором при эксплуатации, частых пусках-остановах возрастают утечки в ступенях. Этого можно избежать, применяя в турбинах активного типа регулирование зазоров. Не совсем удачна конструкция паровых турбин СКД ЛМЗ и Турбоатом К-300–23,5, где в одном цилиндре соединены ЧСД и один из трех потоков ЧНД. Перед ЧНД-1 отбирается 2/3 расхода пара, и первые его ступени обтекаются с повышенными потерями. В столь длинном однопоточном совмещении ЦСНД требуется думмис, который снижает КПД и маневренность и для которого требуется охлаждение. Возможен вариант совмещенного ЦСНД с центральным подводом пара, но он конструктивно более сложен.

Во многих крупных американских и японских турбинах, а также в проработках МЭИ, принят совмещенный ЦВСД. В японской турбине К-600–24,1 его применение позволило отказаться от ЦСД и сократить осевые габариты турбоагрегата на 8 м, выполнив его трехцилиндровым. Преимуществом его при высоких tпп является естественное охлаждение высокотемпературного участка ротора ЦСД и входа в ЧСД утечкой через промежуточное уплотнение, недостатком – большая длина, а иногда повышенный диаметр ротора. Но в упомянутой турбине 600 МВт фирмы «Тосиба» на n=50 1/с в ЦВСД всего 15 ступеней. Ижорский завод может изготовить и при повышенных температурах длинные роторы без центрального сверления. В зависимости от выбранного ротора ЦНД (с лопаткой 960 или 1200 мм) предлагаемый МЭИ пилотный энергоблок мощностью 525 МВт может быть четырехцилиндровым (как сейчас турбины ЛМЗ и Турбоатом К-500–23,5) или трехцилиндровым.

Выбор той или иной конструкции многоцилиндровой турбины при разных мощностях и давлении в конденсаторе позволяет изготовлять большую серию турбин из набора цилиндров одинаковых или отличающихся лишь высотой лопаток. Сегодня при острой конкуренции это очень важно, т. к. сохраняет необходимый комплекс НИОКР, существенно уменьшает продолжительность от начала выполнения заказа до ввода в коммерческую эксплуатацию. Это, в частности, подчеркивается и в зарубежных публикациях, посвященных специфике энергомашиностроения в рыночных условиях.

Еще со времен первых турбин позиция фирм и заводов по выбору типа облопачивания (активного и реактивного) разная. Это относится к ЧВД и ЧСД. Реактивное облопачивание позволяет улучшить обтекание рабочих решеток, снизить выходные потери. Но при этом, особенно для лопаток малой высоты, повышаются потери от утечек, хотя сегодня для одной ступени их снижают разными уплотнениями с 10–16 гребнями. Одновременно увеличивается число ступеней и соответственно стоимость агрегата. Турбины активного типа в настоящее время позволяют заметно повысить КПД ступеней при использовании некоторых мер, в том числе – межвенцовой корневой утечки. Однако для турбин активного типа требуется высокое качество изготовления и конструирования диафрагм, толщина которых растет с повышением р0

В последние годы в энергетических фирмах Франции и Англии перешли на турбины активного типа. Некоторые фирмы, например «Мицубиси», для крупных энергетических агрегатов применяют реактивную конструкцию, а для ПГУ, судовых и индустриальных машин чаще всего – активную. В США осталась практически одна фирма ДЭ с турбинами активного типа. На ЛМЗ с учетом трудностей, связанных с конструированием и эксплуатацией диафрагм, рассматривается вариант ЦВД с реактивным облопачиванием. Видимо, только анализ длительной эксплуатации электростанций, надежные технико-экономические сравнения того и другого типов облопачивания дадут оптимальное решение – и по надежности, и по КПД, и по стоимости изготовления. Однако во всех случаях необходим немалый комплекс исследований, чтобы достичь результатов ведущих фирм и тем более результата, планируемого для уже заказанных новых ПТУ. Указанное выше повышение КПД энергоблока при тех же параметрах на 4,5–6,0% (относительных) – это впечатляющие цифры. Ведь только Δη=1% (относительных) для РАО «ЕЭС России» обеспечивает годовую экономию условного топлива более 2 млн. т. Одновременно это улучшает и экологические показатели.

Сейчас условиям работы ПТУ при переменном режиме придается большее значение, чем ранее. Поэтому и более важной оказалась проблема выбора оптимальной системы парораспределения. Привычное для нас сопловое парораспределение позволяет снизить концевую утечку, уменьшить число ступеней, облегчить условия охлаждения ЧВД в совмещенном ЦВСД. Вместе с тем очевидна большая надежность и экономичность работы энергоблока при скользящем давлении. В этом случае при дроссельном парораспределении и при всех нагрузках КПД нетто энергоблока повышается, а при сопловом – лишь при мощностях ниже примерно 70% номинальной.

Сейчас и в перспективе все большее место в энергетике занимают ПГУ. При использовании газа они уже обеспечивают КПД выше 58%. Технико-экономическое сравнение высокоэффективных ПГУ с новыми совершенными каменноугольными паросиловыми энергоблоками по стоимости вырабатываемого киловатт-часа зависит от многих факторов, в первую очередь от цен на разное топливо. Интересно, что многие европейские страны, США, КНР, Япония, в том числе имеющие собственный природный газ, строят угольные паросиловые энергоблоки, используя газ для других целей. Хотя некоторые преимущества утилизационных ПГУ очевидны – лучшая экономичность, меньшая требуемая площадь и что сегодня, зачастую, становится решающим существенно меньший расход охлаждающей воды. Парогазовые установки, использующие твердое топливо пока не получили массового распространения, они не прошли длительной апробации, а их КПД несколько ниже достигнутого в современных угольных паросиловых блоках. Парогазовые установки всех типов требуют и высокого КПД их паротурбинной части. В новых чисто бинарных ПГУ с высокотемпературными ГТУ, мощность которых при n=50 1/с составляет уже 240 МВт, и все чаще используемой ПГУ одновальной конструкции мощность паровой турбины примерно равна 120 МВт. Паровая турбина при этом теперь уже трех давлений, с промперегревом и р0 до 16 МПа. Часто паровые турбины для ПГУ проектируются, как обычно для ТЭС без учета их особенностей: практически без отборов, желательно с одним выходом из ЧНД, высокой конечной влажностью, конденсаторами разного типа. Если ранее речь шла о небольшой доле паровых турбин для ПГУ в паротурбинных фирмах, то сейчас, например, у фирмы «Дженерал электрик» их доля в производстве паровых турбин достигла 45%.

Надо четко представлять, что если в отечественном энергомашиностроении, в том числе в конструкции паровых турбин, в ближайшее время не произойдет серьезного качественного скачка, то вскоре наши электростанции будут покупать лучшие, и возможно более дешевые турбины у иностранных фирм. Отечественным предприятиям придется заниматься строительной частью и изготовлением наиболее простых деталей по чужим лицензиям. Это означает практически полный развал отрасли, который будет иметь большие социальные последствия. В первую очередь это коснется турбинных заводов, немалого числа НИИ, системы подготовки кадров. Об этом прямо пишут в иностранных журналах.

Конечно, причины серьезного сегодняшнего отставания нашего турбостроения в значительной мере определяются отсутствием необходимого финансирования и редкими заказами, поступающими от электростанций. Все это объясняется общей ситуацией в экономике страны. Но есть и субъективные факторы, рассмотренные выше: многолетнее пренебрежение решением кардинальных проблем (изменением параметров, внедрение новых прогрессивных конструкций). Цикл НИОКР для качественного скачка в энергетике составляет не менее 10 лет. Речь идет уже о следующем столетии. Откладывать дальше решение этой проблемы нельзя. Отечественная энергетика и машиностроительно-металлургический комплекс высоких технологий требуют усилий не только сотрудников заводов, но и финансовой, хотя бы кредитной поддержки государства. Особое внимание к этим проблемам должны проявлять не только энергетики, но и ряд других организаций: РАН, Минэкономики России, МВЭС РФ.

Список литературы

1. Щегляев А.В. Паровые турбины. (Теория теплового процесса и конструкция турбин) Изд. 4-е, переработ. М., «Энергия», 1967.

2. Кириллов И.И., Иванов В.А., Кириллов А.И. Паровые турбины и паротурбинные установки. – Л.: Машиностроение. Ленингр. Отд-ние, 1978. – 276 с., ил.

3. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: Учебное пособие для вузов. – М.: Издательство МЭИ, 2002. – 540 с.: ил., вкладки

4. Иванов В.А. Стационарные и переходные режимы мощных паротурбинных Установок. – М., «Энергия», 1971.

5 Смоленский А.Н. Паровые и газовые турбины. Учебник для техникумов. М., «Машиностроение», 1977

6. Самойлович Г.С. Современные паровые турбины. – М., «Государственное энергетическое издательство», 1960

7. Бесчинский А.А., Доллежаль Н.А. Современные проблемы энергетики. – М., «Энергоатомиздат», 1984.

8. Теплоэнергетика №1, 1998

9. Тезисы докладов на Всесоюзной научно-технической конференции «Проблемы совершенствования современных паровых турбин». Выпуск 183 (дополнительный). Калуга, 1972

Страницы: 1, 2, 3, 4