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
