Паровые турбины как основной двигатель на тепловых электростанциях

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.