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