Возможности увеличения мощности паровой турбины

 

Повышение мощности турбин до 1600 МВт и даже до 2000 МВт предусматривалось в унифицированном ряду, в котором головная турбина К-1200–240. Эта турбина при определенных условиях может развивать мощность до 1400 МВт. При повышенной температуре охлаждающей воды и р_к > 4,5 кПа на базе имеющегося ЦНД мощность турбины может быть увеличена до 1600 МВт. Решается и проблема парогенератора в форме моноблока или, возможно, дубльблока (на базе имеющегося котла для блока К-800–240). Следует также иметь в виду, что температура охлаждающей воды для большинства ГРЭС будет постепенно нарастать и что со временем найдут применение турбины для р_к = 6,5 кПа, а это позволит значительно повысить их мощность.

Принципиально новый мощностной ряд целесообразно выбирать исходя из принципа удвоения мощности, т.е. ставить задачу о создании блоков 2500 – 3000 МВт. Решение этой проблемы потребует обширных научных исследований и проектных работ, а также подготовки производства в области турбин, котлов и генераторов. Выполнение этих работ потребует длительного времени. Для такого крупного шага необходимо пересмотреть как параметры пара, так и принципиальную структуру энергетической установки. Рассмотрим лишь возможности дальнейшего роста мощности турбин без принципиальных изменений тепловой схемы и параметров пара.

В настоящее время имеются предварительные разработки турбин мощностью 2000–2400 МВт, которые позволяют судить об их перспективности.

При решении этой проблемы выбор частоты вращения турбогенератора – центральный вопрос. При мощности свыше 2000 МВт по общим экономическим показателям и по надежности тихоходные турбины могут конкурировать с быстроходными. К. п. д. ЦВД тихоходной турбины приблизительно такой же, как быстроходной, так как в последней уже требуется двухпоточный ЦВД и, следовательно, нет заметного выигрыша от увеличения длин лопаток. Эти соображения в еще большей мере относятся к ЦСД. В тихоходной турбине ЦНД может в принципе из-за меньших выходных потерь иметь более высокий к. п. д., чем в быстроходной, или в ней можно существенно уменьшить число цилиндров. Решение же проблемы быстроходной турбины за счет увеличения числа ЦНД приводит к слишком длинному валопроводу, в котором легко возбуждаются вибрации. Если же ограничить число цилиндров, то единственный путь повышения мощности – увеличение площади S, ометаемой лопатками последней ступени. Эта площадь пропорциональна d₂l₂ или u₂l₂. По соображениям аэродинамики потока коэффициент веерности d_l ограничен (в настоящее время – не менее 2,5). Приняв этот коэффициент постоянным, найдем, что для заданной частоты вращения S~u². Для этих условий при заданном р_к расход пара ЦНД, а следовательно, и предельная мощность турбины пропорциональны квадрату окружной скорости последнего РК. Уже сейчас в турбине К-1200–240 ЛМЗ u₂ = 471 м/с (u₂» =660 м/с), и у периферии окружная скорость значительно превосходит звуковую. Все же не исключена возможность ее дальнейшего повышения.

Если сохранять потерю выходной кинетической энергии и в то же время увеличивать окружную скорость, то получаются малые углы β₂*, что может вызвать затруднения в проектировании меридионального сечения проточной части последних ступеней и прочной лопатки у периферии РК. В таких случаях встает вопрос об увеличении выходной скорости, несмотря на повышение выходных потерь. Это, однако, возможно лишь до какого-то предела, так как из-за больших потерь невозможно допустить движения со сверхзвуковыми скоростями в выходных патрубках, имеющих неблагоприятную аэродинамическую форму.

При проектировании быстроходных турбин мощностью 2500–3000 МВт встречаются также трудности в проектировании ЦВД и особенно ЦСД из-за больших длин лопаток и размеров роторов.

Двухвальные быстроходные турбины открывают путь к значительному повышению «предельной мощности» при сохранении высокой экономичности установки за счет увеличения числа унифицированных ЦНД и ЦСД. Особого внимания заслуживает также проблема двуъярусных ступеней.

В связи с трудностями проектирования быстроходной турбины мощностью 2000 МВт и более выдвигается как альтернатива тихоходная турбина. Основные недостатки последней: большая масса и размеры основных деталей, что ухудшает тепловое состояние цилиндров, а также создает трудности транспортирования, монтажа и ремонта, повышает стоимость строительных работ на ЭС. Однако имеется граница мощности турбины, за которой при располагаемых технических средствах тихоходная турбина обладает преимуществом по сравнению с быстроходной. Для сравнительной оценки турбин этих типов рассмотрим некоторые их проектные варианты.

Проектные варианты турбины 2000 МВт при п = 3000 об/мин. В ЦКТИ были выполнены исследовательские разработки быстроходной турбины К-2000–240/3000 для параметров пара 23,5 МПа и 838/838 К. Этот проект базировался на применяемых в настоящее время параметрах пара. Температура охлаждающей воды принималась 293 и 298 К. Тепловая схема блока считалась такой же, как в современных турбинах типа К-1200–240.

Механические свойства материалов ко времени осуществления проекта предполагались на 15 – 20% выше, чем в настоящее время. Предполагалось также, что будут освоены поковки из хромистых нержавеющих сталей массой 60–100 т для роторов высокого и среднего давлений и что будут изготовляться роторы без центральных отверстий. Допускалось, что окажется возможным применение поковок из нержавеющих мартенситостареющих сталей с пределом текучести 1200–1400 МПа и массой до 15 т. Для рабочих лопаток из титана был выбран предел текучести до 900 МПа. В основном же проект был ориентирован на уже достигнутый уровень механических свойств применяемых турбинных материалов и на подтвержденные опытом запасы прочности.

Главные черты проекта: малое число ступеней в однопоточных ЧВД и ЧСД за счет больших окружных скоростей (диаметры роторов по корневым сечениям d^/ = 1400 мм); размещение в одном цилиндре ЧВД и ЧСД; применение для последней ступени ЦНД лопатки длиной l₂=1200 мм при диаметре d₂=3000 мм (ΣS = 90,4 м²); противодавление p_к = 5,2 кПа; разделительное давление между цилиндрами 0,7 МПа. При этих условиях турбина получилась пятицилиндровой с восемью выходами из ЦНД с общим числом ступеней 49 и с центральным расположением ЦВД.

Общий расход пара G = 6500 т/ч. Из-за высокого противодавления получился большой удельный расход пара каждым выходом ЦНД – 45 т/(м²ч), тогда как в турбине К-1200–240 – около 32 т/(м²ч) при p_к~3,6 кПа. Выходная кинетическая энергия h_С2 = 43 кДж/кг (~10 ккал/кг) и М_С2г= 0,85. Эта выходная потеря предельно высока. Внутренний к. п. д. ЧВД и ЧСД можно принять 0,89, а низкого давления – 0,83. Мощность ЧВД около 700 МВт, ЧСД около 600 МВт и ЧНД 8x105 МВт (общая внутренняя мощность 2140 МВт). ЧВД и ЧСД разгружены думмисами от осевого давления.

Совмещенный ЦВД–ЦСД расположен в центре агрегата, а с двух сторон от него – по 2 ЦНД. По сравнению с обычным расположением цилиндров это уменьшает относительные тепловые расширения и снижает диаметр шейки упорного подшипника, помещенного со стороны ЧВД, что дает возможность достигнуть приемлемой окружной скорости в этом подшипнике. Кроме того, уменьшается размер перепускных труб благодаря разветвлению потока сразу за ЧСД. Улучшается также низкочастотная вибрационная характеристика РВД, так как у него отсутствует свободная шейка со стороны переднего подшипника.

По сравнению с турбиной К-1200–240 большим усилиям подвергаются шейки роторов (рассчитываются на четырехкратный крутящий момент в случае короткого замыкания). Для них применены роторные вставки с фланцевыми соединениями, выполненные из особо прочного материала (мартенситостареющая сталь). Диаметры шеек не превышают 600 мм.

Напряженность корпусов и элементов статора не превосходит допускаемых величин в уже действующих турбинах. Лопатки, хвостовые соединения (елочного типа), тело ротора – предельно напряжены, особенно в области высокой температуры в ЧСД, т.е. в зоне первой ступени; ротор может быть выполнен из стали Р2М с запасом по пределу текучести 1,25. Расчет велся в предположении работы в течение 100000 ч. Изготовление поковок из хромистых нержавеющих сталей увеличит долговечность роторов.

Длина турбины 49 м, она лишь немного больше, чем длина турбины К-1200–240.

Разработаны новые варианты соединения ЦНД с конденсатором и фундаментом: наружный корпус представляет собой тонкостенную оболочку, и он не служит базой для центровки внутреннего корпуса, связанного через раму непосредственно с фундаментом.

Удельная металлоемкость турбины без конденсатора по предварительным расчетам около 1,3 кг/кВт против 1,6 кг/кВт для К-1200–240 (при p_к = 4 кПа).

Проектные варианты турбины мощностью более 2000 МВт при n=1500 об/мин. Для АЭС выпускаются турбины мощностью 500 и 1000 МВт, работающие при 1500 об/мин. Произведены громадные затраты, связанные с изготовлением для этой цели крупнейших изделий, вызвавших необходимость не только сооружения новых турбинных цехов, но и перестройки металлургической промышленности, обслуживающей турбинные заводы. Благодаря этому вкладу в промышленность сейчас возможно решение проблемы дальнейшего развития сверхмощных турбин на широкой основе с использованием как быстроходных, так и тихоходных турбин в зависимости от их экономических показателей и степени надежности.

В ЦКТИ были выполнены под руководством Л.Д. Френкеля проектные разработки турбины мощностью 2000 МВт при 1500 об/мин, которая рассматривалась вместе с быстроходной турбиной как альтернативное решение. Мощность 2000 МВт находится вблизи границы возможности выполнения быстроходной турбины, и это делает сравнение проектов интересным, хотя это условие не в пользу варианта тихоходной турбины.

Начальные параметры пара 23,5МПа, 833/838 К: противодавление 5,9 кПа. Конечная температура питательной воды t_п.в = 543 К. Проточная часть размещена в однопоточном ЦВД (12 ступеней) мощностью около 710 МВт, двухпоточном ЦСД (2х8 ступеней) и в трех ЦНД (2x6 ступеней) мощностью 2x127 МВт. Общее число ступеней 64. Базой для проектирования проточной части ЦНД послужила ступень с лопаткой l₂=1400 мм, d₂ = 4100 мм, d₁ = 2,93 и S = 18 м². Удельный расход пара последним РК – около 33 т/(м²ч). Давление за ЦВД составляет 3,6 МПа, за ЦСД 0,37 МПа.

К. п. д. ЧВД и ЧСД по расчетам около 0,89, а для ЧНД 0,85. Их высокие значения достигаются в основном за счет меньших выходных потерь за каждой последней ступенью в цилиндрах, особенно в ЦНД, где на расчетном режиме h_С2 –20 кДж/кг, что приблизительно в два раза ниже, чем эти потери в быстроходной турбине. При этих условиях получается удельный расход теплоты лишь немногим меньше, чем для ПТУ с турбиной К-1200–240.

Трудная задача – конструирование роторов высокого и среднего давлений, в которых местные температуры превосходят 803 К и напряжения в расточке достигают 170 МПа. В наиболее нагретых местах ротор охлаждается паром, взятым до первого перегревателя. При охлаждении этих мест на 25 – 30 К можно применять жаропрочные перлитные стали. Средние диаметры РВД выбраны 1800–1970 мм при длине первой и последней рабочих лопаток приблизительно 100 и 300 мм, а те же размеры РСД равны 2315–2770 мм и РЛ – 150 и 410 мм. Роторы ЦВД и ЦСД – сварные, барабанного типа. РВД весит около 65 т, а РСД – около 110 т.

В ЦНД последняя ступень сравнительно мало напряжена. Ее рабочая лопатка по размерам далека от предельной, напряжения в корневом сечении – от изгиба средней величиной ПАС σ_и = 23МПа (с учетом перепада давления 29 МПа). Для материала с пределом текучести σ_0.2~640МПа коэффициент запаса прочности в роторе k_т~2,8. Все эти напряжения значительно меньше, чем в быстроходных турбинах такой же мощности.

Масса РНД составляет 145 т; n_к = 2820 об/мин. Общая масса турбины – около 3100 т. Длина турбины – около 56,5 м.

Сравнение тихоходных и быстроходных турбин. Изучение проектов быстроходных и тихоходных турбин приводит к заключению, что турбина К-2000–240 может быть выполнена того и другого типов. По к. п. д. оба типа турбин не должны значительно различаться.

Обе турбины спроектированы пятицилиндровыми. При этом вес быстроходной турбины (без конденсатора) получился меньше тихоходной более чем на 20%. Но тихоходную турбину возможно выполнить с длиной последних лопаток 1600 мм и даже более при d_l~3, а тогда ометаемая площадь последнего РК будет 27 м², что в 1,5 раза больше принятой в проекте и в 2,4 раза превосходит ту же площадь в быстроходной турбине с последней лопаткой длиной 1200 мм. При этом в тихоходной турбине сократится число ЦНД, и она станет более конкурентоспособной.

В проекте тихоходная турбина примерно на 6,5 м длинее и несколько шире, чем быстроходная (ширина определяется размером выходного патрубка ЦНД).

Среди положительных факторов тихоходной турбины отметим: низкие окружные скорости и напряжения в РНД, жесткие и сравнительно тяжелые роторы. Последнее облегчает устранение низкочастотной вибрации. Но все же эти достоинства нельзя признать решающими при рассмотрении турбины мощностью 2000 МВт. Преимущества тихоходной турбины можно было бы выявить при значительно большей мощности и при оптимальных числе и размерах ЦНД.

Таким образом, паровая турбина является главным двигателем на ТЭС и имеет ряд преимуществ по сравнению с другими типами двигателей:

– ротационный принцип действия;

– быстроходность и возможность непоследовательного соединения с валом генератора;

– высокая тепловая экономичность при условии использования высоких начальных и низких конечных параметров пара;

– неограниченная единичная мощность;

– возможность использования любого промышленного вида топлива.

К недостаткам паровых турбин относят:

– большие габариты и масса;

– высокая требовательность к чистоте пара;

– потребность в больших количествах охлаждающей воды;

– невозможность создания высокоэкономичной паровой турбины малой мощности.

Тепловые циклы работы теплоэнергетических установок.

В первой половине XIX в. физик и инженер Карно впервые рассмотрел идеальный обратимый цикл, состоящий из двух изотерм и двух адиабат (рис. 6), и определил термический к. п. д. цикла .

 

Рис. 6 Цикл Карно в T-S-диаграмме

 

Рабочее тело расширяется изотермически с температурой =const от точки 1 до точки 2 при подводе теплоты , и от точки 2 до точки 3 – адиабатно, т.е. без подвода и отвода теплоты. Температура в конце расширения Т₂ меньше температуры Т₁. Из состояния в точке 3 тело переходит в первоначальное состояние в точке 1 сначала по изотерме Т₂ = const с отводом теплоты , а затем – по адиабате (линия 4–1).

В Т-S-диаграмме площадь под кривой термодинамического процесса численно равна количеству теплоты, участвующей в нем. Количество подведенной теплоты численно равно площади прямоугольника , а отведенной – площади прямоугольника . Следовательно, площадь прямоугольника 1234 численно равна количеству теплоты, преобразованной в механическую энергию:

Рассмотрим идеальный цикл Карно в области влажного пара.

 

В конце процесса отвода тепла в цикле Карно т. d степень сухости 0< <1, поэтому в последующем процессе сжатия da должен сжиматься влажный пар от начального состояния до х=0 (т. а). Поскольку определяется изменением удельного объема, то работа, затраченная на сжатие, будет очень большой (изменение удельного объема составляет 3 порядка). Причем, с целью повышения КПД цикла Карно, то есть повышению и понижению , необходимо увеличивать начальное давление и снижать конечное, при этом конечная точка процесса отвода тепла т. d смещается вправо (в область более сухого пара), поэтому затраты энергии на сжатие будут возрастать. Кроме того, поскольку вначале процесса сжатия имеется влажный пар, а в конце его т. а – насыщенная жидкость, то сам процесс сжатия не может быть осуществлен ни с помощью компрессора, ни с помощью гидравлического насоса. Вследствие этих особенностей цикл Карно был видоизменен и получил название цикла Ренкина. Изменения заключались только в том, что процесс отвода тепла осуществляется до полной конденсации рабочего тела.

 

 

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 Т_п. 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 t_охл.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 N_э>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 G_Кv_K. 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.