Современная теплоэнергетика
Главная   >>   Современная теплоэнергетика

Современная теплоэнергетика

11.3. Проблемы и перспективы создания российских паротурбинных энергоблоков нового поколения

Стратегическим направлением развития теплоэнергетики, работающей на твердом топливе, является создание паротурбинных энергоблоков нового поколения, работающих на ССКП пара, имеющих совершенную проточную часть и улучшенную тепловую схему. Принципиальным в этом перечне вопросов является повышение параметров пара, которое требует решения ряда принципиальных, в первую очередь, научных и технологических проблем.

Главной проблемой является обеспечение ресурса в 200—250 тыс. ч таких элементов энергоблока как высокотемпературные роторы турбины, коллекторы пароперегревателей котлов, паропроводы и корпуса арматуры, установленной на них. Критическими элементами в этом перечне являются роторы ЦВД и ЦСД паровой турбины, для которых обычные трудности обеспечения необходимой прочности усугубляются технологическими проблемами изготовления огромных поковок высокого качества.

Создание новых турбинных материалов, обладающих необходимыми рабочими свойствами при суперсверхкритических начальных параметрах пара, является главной проблемой освоения новой ступени параметров. Установившееся совершенно неверное представление о паротурбинной энергетике, как о направлении, достигшем предела своего технического развития ввиду невозможности повышения параметров пара, привело практически к полному свертыванию работ в нашей стране по созданию новых материалов. Для высокотемпературных роторов используются низколегированные хро­мо­мо­либ­де­но­ва­на­дие­вые стали Р2 (Р2М) и ЭИ-415, а для корпусов — аналогичные стали 15Х1М1ФЛ, 20ХМФЛ и 20ХМЛ. Имеется опыт использования внутренних корпусов ЦВД из 12 %-ной хромистой стали. Поэтому, говоря о перспективах создания новых турбинных материалов для энергоблоков ССКП, к сожалению, приходится в значительной степени ориентироваться на зарубежный опыт.

Специфические проблемы материалов для ССКП связаны с роторами высокотемпературных цилиндров: сверхвысокого, высокого и среднего (для турбин с двумя промежуточными перегревами) давлений. Главная проблема — обеспечение длительной прочности при достаточных жаростойкости, вязкости разрушения, сопротивлении малоцикловой усталости и технологичности изготовления.

Для каждого уровня параметров требуются свои материалы, в определенной степени зависящие от отмеченных выше особенностей конструкции турбины и наличия охлаждения.

Для температур вплоть до 570—580 °С пригодны имеющиеся материалы, возможно модифицированные с целью небольшого улучшения характеристик. В частности, для критического элемента турбины — ротора среднего давления — требуется разработка модифицированной низколегированной хромомолибденованадиевой стали с содержанием хрома до 2 % и присадками никеля, азота и вольфрама. Это позволит существенным образом повысить вязкость разрушения при сохранении остальных прочностных характеристик.

Для параметров 30 МПа, 600 °С требуются улучшенные жаропрочные стали с содержанием хрома 9—12 %. В отличие от стандартных 12 %-ных хромистых сталей, улучшенные стали легируются дополнительно ниобием и вольфрамом, в них уменьшается в 2 раза содержание углерода и молибдена. Такие стали разработаны в Японии и в рамках европейской программы COST как для поковок роторов, так и для литых элементов арматуры. Сегодня созданы все основные необходимые материалы для уровня температур 600 °С. Однако высказываются и более осторожные точки зрения, как правило, не исследователями новых материалов, а производителями энергетического оборудования. Сравнительно небольшой разброс мнений связан, как отмечалось выше, с различной конструкцией турбин, в частности, с использованием охлаждения.

Отношение к созданию материалов на параметры 35 МПа, 650 °С в настоящее время двоякое. С одной стороны, имеется многолетний опыт использования аустенитных материалов для энергоблоков Эддистоун-1, Фило-6, СКР-100 и других, а с другой — понимание того, что создание современного энергоблока достаточно большой мощности с хорошими эксплуатационными характеристиками на эти параметры невозможно без создания новых материалов. Поэтому уже сейчас, несмотря на неопределенность сроков перехода на параметры 35 МПа, 650 °С, осуществляются работы, направленные на создание критического (из-за своей массы) элемента — ротора ЦСД. Первые исследования материала слитков массой 16—19 т показали, что такие материалы могут быть созданы в обозримом будущем.

Наибольших успехов в разработке новых жаропрочных материалов достигли фирмы Японии и европейские фирмы в рамках программы COST, специально осуществленной для разработки жаро­прочных материалов для энерго­блоков ССКП.

На рис. 11.5 представлены данные по длительной прочности роторных сталей. На графике показано значение длительной прочности, полученное специалистами ЦКТИ и ЛМЗ в результате испытаний турбинных роторов после их длительной эксплуатации (точка 1). Видно, что отечественная хромомолибденованадиевая сталь Р2МА имеет практически такие же характеристики, как и японская сталь 1 % Cr-Mo-V. Экстраполяция кривой для этой стали на повышенные температуры показывает, что при реальных напряжениях в роторах в 70—80 МПа предельная температура для нее составляет 575 °С. По существу это означает, что хорошо освоенная отечественная роторная сталь Р2МА не хуже японской и может применяться до 575 °С.

Сталь TOS101 была разработана в Японии в 60-е годы XX в. для роторов турбин с начальной температурой 566 °С. Первый ротор из нее был использован в турбине мощностью 375 МВт в 1973 г. К настоящему вре­мени из этой стали изготовлено более 20 роторов для турбин мощностью до 1000 МВт, в основном, для ЦСД и ЦВСД.

Улучшенная высокохромистая сталь TOS107, разработанная в 1982 г. с добавлением 1 % вольфрама, предназначена для роторов турбин с начальной температурой 593 °С. К настоящему времени из нее изготовлены роторы для цилиндров турбин мощностью до 700 и 1000 МВт. Новая сталь TOS110 предназначена для турбин с начальной температурой 630 °С. Из нее сначала были изготовлены поковки массой 20 т с наружным диаметром 1060 мм, из которых были взяты образцы и получены характеристики, приведенные на рис. 11.5. Отечественная сталь ЭИ 756 с содержанием хрома 10,5—12,5 % имеет длительную прочность (точка 2) на уровне длительной прочности японской стали TOS107, однако она содержит больше нечистот, что неудивительно, поскольку она разрабатывалась еще в 50-е годы, когда технология получения слитков и поковок существенно отличалась от современной. Это означает, что улучшенная сталь потребует доводки для обеспечения необходимого сопротивления охрупчиванию, скорости распространения трещин и вязкости разрушения. Для ре­шения этой проблемы в России существует база для получения современных материалов для паровых турбин и котлов нового поколения (лаборатории в ЦКТИ, ЦНИИТМАШ, ВТИ и других организациях). После улучшения сталей и дополнительных исследований на больших базах по времени, исследований малоцикловой усталости, сопротивления хрупкому разрушению и распространению трещин под действием статических и переменных нагрузок может быть создана полноценная перспективная сталь для высокотемпературных роторов. Имеются и другие стали для использования для роторов турбин ССКП.

Альтернативой разработки новых жаропрочных материалов является создание систем охлаждения роторов в зоне высоких температур. В отли­чие от лопаток газовых турбин, для которых требуется глубокое охлаждение (примерно с 1300—1400 до 800—850 °С), в паровой турбине в охлаждении лопаток нет необходимости, а для обеспечения достаточной надежности, как видно из рис. 11.5, требуется снижение температуры металла всего лишь на 40—60 °С.

Использование охлаждения для роторов паровых турбин началось в начале 60-х годов XX в., и в настоящее время его применяют многие фирмы. Универсальной является комбинированная система (рис. 11.6), сочетающая в себе элементы естественного (внутреннего) и принудительного (внешнего) охлаждения. Цилиндры высокого и среднего давления выполнены в одном внешнем корпусе (совмещенный ЦВСД). Впуск свежего и вторично перегретого пара осуществляется в среднюю часть. Свежий пар расширяется в соплах регулирующей ступени и поступает в промежуточное уплотнение, где его температура снижается при дросселировании (естественное охлаждение). Затем к дросселированному пару подмешивается относительно холодный пар из первого отбора на регенерацию (принудительное охлаждение). Холодная смесь движется вдоль промежуточного уплотнения, охлаждая участок ротора ЦСД и диск его первой ступени. Этот же диск и часть ротора под диафрагмой второй ступени принудительно охлаждаются паром из следующего отбора на регенерацию. При нагрузках турбины, близких к номинальной, когда давление в камере регулирующей ступени велико и снижение температуры пара вследствие дросселирования значительно, принудительное охлаждение может вообще не использоваться. Нельзя обойтись без него и при работе на скользящем давлении.

Использование отработавшего в ЦВД пара для охлаждения роторов реализовано ПКТИ на 13 турбинах мощностью до 500 МВт. Хотя разработанная система устанавливалась в основном с целью повышения эксплуатационных характеристик работающих турбин (повышение малоцикловой долговечности, предупреждение прогибов вследствие ползучести и т.д.), она годится и для освоения повышенных температур пара.

Еще раньше принудительное охлаждение использовалось на опытно-промышленном энергоблоке с предвключенной турбиной СКР-100 на параметры пара 30 МПа/650 °С на Каширской ГРЭС. Принудительное охлаждение ротора ЦСД применялось и на первой в мире современной мощной турбине ТЭС Хекинен при температурах 538 °С/593 °С.

Идея применения только естественного охлаждения ротора ЦВД вследствие дросселирования в промежуточном уплотнении использована в предложении по реконструкции энергоблоков 300 МВт при одновременном повышении начальной температуры до 570 °С. По оценкам снижение температуры может составить более 40—50 °С, что достаточно для обеспечения длительной прочности ротора ЦСД.

Определенный интерес представляет давно применяемая в турбинах СКД Японии охлажденная смесь охлаждающие каналы диск регулирующей ступени основной поток пара высокотемпературная утечка сопловая коробка система естественного охлаждения, основанная на использовании насосного эффекта диска регулирующей ступени. Разработка и исследования этой системы (рис. 11.7) осуществлялись применительно к ротору двухпоточного ЦВД турбины мощностью 1000 МВт на параметры 24,1 МПа, 593 °С/593 °С японской фирмы Мицубиси. Охлаждение диска регулирующей ступени осуществляется «прокачкой» части «холодного» пара из камеры регулирующей ступени в пространство перед ее диском. При этом расход пара через охлаждающие отверстия подбирается таким образом, чтобы иметь в них турбулентное течение, обеспечивающее высокий уровень теплообмена. Затем нагретый пар смешивается с высоко­температурной корневой утечкой, и смесь пониженной температуры поступает на охлаждение средней части ротора.

Опыт использования системы охлаждения в России уже имеется. Совершенствование расчетных методик оценки температурных полей охлаждаемых элементов турбин и определение экономической выгоды от введения охлаждения позволят без больших затрат провести оптимизацию параметров этой системы и их конструктивные исполнения для турбин на повышенные параметры пара.

Использование любой системы охлаждения приводит либо к недовыработке мощности в турбине высокопотенциальным отбираемым паром (при принудительном охлаждении), либо к дополнительным потерям в проточной части вследствие затраты мощности. Поэтому система охлаждения должна быть выполнена так, чтобы выигрыш от повышения параметров пара при ее использовании превышал необходимые затраты. По многим причинам натурные исследования теплообмена на натурных турбинах затруднительны и чрезвычайно дорогостоящи. Поэтому необходимы создание экспериментальных стендов, моделирующих процессы теплообмена и газодинамическую картину течения различных потоков пара в турбинной ступени, разработка уточненных методов расчета потерь в проточной части охлаждаемых ступеней с оценкой экономического эффекта для всей турбоустановки.

Можно с уверенностью прогнозировать, что подобно тому, как охлаждение лопаток газовых турбин привело к революции в газотурбостроении и создало предпосылки к появлению высокоэкономичных утилизационных ПТУ, разработка охлаждения паровых турбин приведет к аналогичной революции. Это тем более целесообразно, что в наших научных организациях накоплен огромный задел в области теплообмена.

В отличие от ГТУ, паровым турбинам СКД и ССКП в бывшем СССР уделялось особое внимание. Были времена, когда СССР лидировал в строительстве энергоблоков СКД, ввел в эксплуатацию и освоил энергоблок с турбиной СКР-100 на параметры 29,4 МПа/650 °С (1966 г.).

С начала 90-х годов научно-техническая общественность России, обеспокоенная наметившимся отставанием энергетики России в области освоения ССКП, подняла вопрос о необходимости вновь вернуться к повышению параметров (здесь необходимо в первую очередь отметить усилия ученых кафедры паровых и газовых турбин МЭИ). Были проработаны различные концепции турбоустановок с турбиной мощностью 525  МВт с начальным давлением p0 = 29 МПа. Температура свежего пара и пара промперегрева варьировалась от 580 до 600 °С, давление в конденсаторе рк = 3,4 кПа, температура питательной воды tп.в = 300 °С. Вариант с одним промперегревом базировался на усовершенствованной тепловой схеме турбины ЛМЗ К-500-23,5-4, выпущенной ЛМЗ для района Экибастуза. При расчетах принято, что проточная часть турбины отвечает современному уровню, лопатка последней ступени имеет длину 1200 мм (W = 11,3 м2), КПД котла hк = 94,5 %. Итоги расчета влияния температуры пара на КПД энергоблока мощностью 525 МВт при одном промежуточном перегреве пара приведены ниже

t0/ tпп, °С 580/580 580/600 600/600
КПД ηэбнетто,% 44,94 45,11 45,33

Как видно, при начальных параметрах пара 29 МПа, 600 °С/600 °С вполне достижим КПД энергоблока нетто в 45,3 %.

На рис. 11.8 приведена тепловая схема энергоблока с двумя промежуточными перегревами. Результаты расчета влияния температуры пара на КПД энергоблока мощностью 525 МВт при двух промежуточных перегревах приведены ниже:

t0/tпп1/tпп2, °С 580/580/580 580/590/600 600/600/600
КПД ηэбнетто,% 45,51 45,67 45,90

Видно, что введение второго промежуточного перегрева позволяет поднять КПД примерно на 0,6 % абсолютных, т.е. сэкономить 1,3 % топлива. Основываясь на этих разработках, организациями России (ВТИ, ЛМЗ, ЦНИИТМАШ, ЗиО, МЭИ, ХТЗ) были разработаны технические требования к энергоблоку мощностью 525 МВт на ССКП. Энергоблок выполняется с одним промежуточным перегревом пара на параметры перед турбиной 29 МПа, 595 °С/597 °С с давлением в конденсаторе 3,5 кПа, температуре питательной воды 300 °С. В схеме применены все новейшие отечественные и мировые достижения, турбина выполняется в соответствии с последними достижениями в аэродинамике. Она состоит из ЦВД, ЦСД и двух ЦНД. При работе на каменном угле КПД энергоблока нетто составляет 45 %, а на буром — 45,5 %.

В октябре 1997 г. Научно-технический совет РАО «ЕЭС России» после рассмотрения разработок по энергоблоку ССКП мощностью 525 МВт отметил его соответствие мировому уровню и готовность российских производителей создавать оборудование для энергоблока. В качестве ТЭС для строительства головного энергоблока по предложению Мордовэнерго была намечена Мордовская ГРЭС, на которой ранее предполагалось строить энергоблок 500 МВт на стандартные параметры СКД. К сожалению,несмотря на то, что прошло 6 лет, никаких подвижек в дальнейшем проектировании энергоблока нет.