Розділ 2. Гідроенергетичні ресурси, їх використання. Принципові схеми, параметри, режими роботи ГЕС і ГАЕС

Вплив ефективності парової турбіни і котла на к.к.д. електростанції різний. Якщо шляхом удосконалення турбіни вдається збільшити її потужність на 1% при тій же витраті теплоти, то це буде еквівалентно збільшенню к.к.д. ТЕС також на 1%. Якщо ж на 1% зекономити витрату палива у котлі на виробіток тієї ж кількості теплоти, то к.к.д. ТЕС зростає тільки на 0,4%, оскільки к.к.д. перетворення теплоти в корисну роботу знаходиться на рівні 40%. Тому удосконалення саме турбіни є найбільш дієвим шляхом підвищення економічності ТЕС в цілому: він завжди дає позитивний результат поза залежністю від параметрів пари, теплової схеми, умов експлуатації і т.п. Підвищення економічності паротурбінних установок тісно пов’язане з підвищенням к.к.д. енергетичного обладнання, в тому числі самої парової турбіни, на основних режимах роботи за рахунок удосконалення проточних частин ЦВТ, ЦСТ, ЦНТ, зменшення втрат на змінних режимах і т.п.

Одним із найсуттєвіших способів підвищення питомої потужності й економічності парової турбіни є підвищення параметрів паросилового циклу. Ефективність цього заходу можна проілюструвати на прикладі енергоблоку потужністю 510 МВт німецької ТЕС «Стаудінгер-5», що працює на кам’яному вугіллі. К.к.д. енергоблоку досягнув 43% при параметрах пари по котлу 26,2 МПа і 545°С. Температура проміжного перегріву пари і охолоджуючої води складає, відповідно, 565 і 18°С. Збільшення параметрів пари до 27 МПа і 580°С при температурі проміжного перегріву пари 600°С і вакуумі в конденсаторі 3,5 кПа дозволить, за оцінками експертів, отримати к.к.д. енергоблоку 45%. Економія палива при цьому досягає 20% У даний час практично всі провідні турбінобудівельні фірми світу створюють парові турбіни супернадкритичних параметрів (СНКП). Історія освоєння СНКП нараховує вже майже 40 років. Вона почалась зі створення в США енергоблоку «Едістоун-1» потужністю 325 МВт на параметри пари 35,9 МПа, 648°С/565°С/565°С. Експлуатація турбоагрегатів на СНКП, побудованих в 50–60-ті роки ХХ століття, внесла серйозний науково-технічний вклад в розвиток світової теплоенергетики. Деякі агрегати вже виробили свій ресурс і виведені з експлуатації, але інші продовжують працювати. Наприклад, енергоблок «Едістоун-1» з дещо пониженими відносно проектних значеннями початкових параметрів (33,62 МПа, 609°С) експлуатується і в даний час, хоча термін служби його перевищує вже 40 років.

У СССР турбіна СКР-100 на супернадкритичні параметри пари 29,4 МПа і 650°С була спроектована і виготовлена у ВАТ «Турбоатом» (тоді ХТГЗ) в 1961 році й успішно експлуатувалась впродовж багатьох років в якості передвключеної на Каширській ДРЕС.

Першим енергоблоком СНКП нового покоління по праву повинен вважатися енергоблок «Кавагое-1» (Японія) на параметри пари 30,5 МПа і 566°С, промислова експлуатація якого почалась з 30 червня 1989 року.

У квітні 1993 року прийнятий в експлуатацію енергоблок «Хекінен-3» (Японія) потужністю 700 МВТ на параметри пари 25 МПа, 538°С/593°С. При розробці парової турбіни блоку були використані всі останні досягнення в області матеріалів, аеродинаміки і технології, а також досліджень систем охолодження на енергоблоці Вакамацу.

У даний час світова теплоенергетика вже зробила реальні кроки з масового переходу до виготовлення турбоустановок на супернадкритичні параметри пари (СНКП): 30 МПа, 600°С, а потім 35 МПа і 650°С.

Важливими розробками в області турбінобудування, пов’язаними з удосконаленням проточних частин парових турбін, є: оптимізація зазорів проточної частини, меридіональне профілювання ступенів парової турбіни, застосування модернізованих конструкцій лабіринтових і кінцевих ущільнень, організація оптимальної схеми вологовидалення останніх ступенів парових турбін, перехід до нового типу облопачування із суцільнофрезерованими бандажами. Покращення роботи кінцевих ущільнень сучасних парових турбін забезпечує надійну, економічну і маневрену роботу турбоагрегату. Аеродинамічна досконалість турбіни досягається за рахунок застосування лопаток складної конфігурації, в тому числі й так званих «шаблевидних» лопаток, шляхом розробки проточної частини підвищеної пропускної здатності, використанням облопачування зі збільшенням економічності, аеродинамічним удосконаленням вихлопного патрубка циліндра низького тиску парової турбіни, застосуванням суміщених циліндрів високого і середнього тиску.

Шаблевидні соплові лопатки. Традиційно соплові лопатки виконують прямими і встановлюють їх радіально, що спрощує технологію виготовлення діафрагм. Шаблевидними лопатками називаються зігнуті лопатки, які нагадують за зовнішнім виглядом шаблю (в закордонній літературі використовуються терміни «бананова» і «тривимірна»). У ПТУ шаблевидні лопатки використовують поки тільки в соплових решітках.

Шаблевидні соплові лопатки вперше запропоновані у 1962 році в СССР на кафедрі парових і газових турбін МЕІ професором М.Є. Дейчем і сьогодні академіком РАН Г.А. Філіпповим. Вони були вперше використані в потужних турбінах фірмою «Siemens» в середині 80-х років минулого століття. Зараз їх використовують всі провідні світові виробники турбін, крім виробників країн СНГ.

За різними оцінками підвищення економічності ступеня при використанні шаблевидних лопаток складає 1,5–2,5%. Найбільш ефективним їх застосування є для останніх ступенів ЦНТ потужних парових турбін, оскільки потужність цих ступенів складає приблизно 10 МВт для турбін ТЕС, сумарна кількість таких ступенів у турбіні 6–8. Якщо всі ступені ЦНТ виконати з шаблевидними сопловими лопатками, то к.к.д. ЦНТ зросте на 1,5–2,5%, що з врахуванням частки виробітку потужності в ЦНТ дасть виграш в економічності всієї турбіни в 0,5–0,8%. Виграш при використанні шаблевидних лопаток досягається за рахунок зменшення частки пари, що протікає через кореневу і периферійну зони ступеня.

Меридіональне профілювання. Перші ступені парових турбін, особливо на надкритичні параметри пари, мають дуже малу висоту соплових і робочих лопаток. Для підвищення к.к.д. таких решіток ще в 60-ті роки ХХ століття в МЕІ запропоновано так зване меридіональне профілювання соплових каналів, за якого верхній (меридіональний) обвід каналу виконується не циліндричним або конічним, а звужуючим.

Меридіональне профілювання вперше було досліджено в МЕІ, і різні типи решіток випробувані в експериментальній турбіні. Для малих висот решіток (менше 25 мм) меридіональне профілювання дає відносне підвищення к.к.д. ступеня більше 2%, а для висоти 10 мм відносне підвищення к.к.д. складає близько 3%. Промислове застосування меридіонального профілювання здійснено в 90-х роках фірмами «Toshiba» і «General Electric». Для реалізації меридіонального профілювання вимагається технологія виготовлення соплових решіток з фігурним (нециліндричним і неконічним) периферійним обводом.

Збільшення кільцевої площі виходу пари із турбіни. Цей захід призводить до зменшення втрат з вихідною швидкістю, пропорційних квадрату площі виходу. Максимальну площу виходу в 11,3 м2 мала до недавнього часу турбіна ЛМЗ К-1200-240, робоча лопатка останнього ступеню якої має довжину 1,2 м при середньому діаметрі 3 м. Ця титанова лопатка створена більше 20 років тому і довгий час вона була світовим рекордсменом. Декілька років назад фірма «Siemens» створила турбіну з площею виходу 12,5 м2 при довжині лопатки 1143 мм.

Характерним прикладом доцільності використання довшої лопатки останнього ступеня і переходу на шаблевидні лопатки може служити модернізація турбіни пиловугільного енергоблоку ТЕС «Enstedvarker» (Данія), яка дозволила збільшити її потужність з 630 до 660 МВт, тобто зменшити питому витрату тепла на 4,6%, що еквівалентно економії 60 тис. т вугілля на рік з відповідним зменшенням шкідливих викидів у навколишнє середовище.

Збільшення довжини робочих лопаток останніх ступенів – один із типових заходів підтримки економічності морально старіючих турбін. На жаль, схожі заходи для наших турбін не реалізовані, хоча є повноцінні розробки, наприклад для турбін потужністю 200 МВт.

Застосування сучасних систем технічної діагностики турбоагрегату включає: вібродіагностику турбоагрегату і живильного турбонасосу, діагностику перемінних режимів експлуатації і прогнозування зміни параметрів у процесі пускових режимів, діагностику техніко-економічних показників у процесі експлуатації, діагностику теплових розширень елементів турбоагрегату, діагностику технічного стану кінцевих ущільнень, діагностику теплового і напружено-деформованого стану високотемпературних елементів парових турбін і прогнозування ресурсних показників енергетичного обладнання.

Контроль якості зварювання ротора парової турбіни