Паровые турбины как основной двигатель на тепловых электростанциях

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