сверхкритические параметры пара в теплоэнергетике
Сверхкритический подход
Сомненья прочь
Учёные и инженеры в принципе придумали, как избавиться от нежелательного фазового перехода. Для этого температура и давление в цикле повышаются так, чтобы вода перешла в состояние сверхкритического флюида, т. е. такое состояние, когда пар (газ) и жидкость представляют собой однородную среду с новыми физическими свойствами (критическая точка для воды — 374 °C, 218 атм). Однако в таком случае для сброса тепла (а это обязательная часть цикла) приходится поддерживать рабочее тело в условиях, очень близких к критической точке. В этом состоянии теплоёмкость флюида весьма высока и получается так, что до 36% подводимого тепла расходуется на низкотемпературный процесс, напоминающий испарение. Поэтому с водой «сверхкритика» не проходит. Но если вместо водяного пара использовать сверхкритическую углекислоту (скCO2, критическая точка — 31 °C, 73 атм) и цикл Брайтона, который применяется в газовых турбинах, можно полностью избежать фазы испарения, существенно подняв общую эффективность тепловой машины.
ТЭС, работающие на ископаемом топливе, выбрасывают в атмосферу опасные вещества. Газовые станции, помимо электроэнергии, вырабатывают немалые объёмы окислов азота (NOx). На угольных станциях к ним добавляются диоксид серы, ртуть и мелкодисперсные аэрозоли. Всё это негативно влияет на здоровье людей и окружающую среду. Чтобы справиться с вредными выбросами, проектировщики ТЭС оснащают их специальными системами для снижения объёмов токсичных выбросов или очистки отходящих газов. Из-за этих сложных и потребляющих много энергии устройств и сооружений снижаются экономические показатели станций и их общая надёжность.
Нежданный помощник
Профессор Родни Аллам, лауреат Нобелевской премии мира и энергетической премии «Глобальная энергия», долгие годы занимавшийся проблемами снижения выбросов CO2, NOx и SOx на угольных ТЭС, разработал технологию для улавливания отходящего углекислого газа, которая позволяет не выбрасывать его в атмосферу, а сжижать и закачивать под землю на глубину порядка 1 км через скважины, оставшиеся после выработки нефтяных месторождений. Но выяснилось, что эта технология увеличивает себестоимость электроэнергии более чем на 60%, отчего эксплуатация ТЭС становятся экономически невыгодной.
Изобретателю стало ясно, что необходимо придумать способ не просто утилизировать образующуюся при сжигании топлива углекислоту, но и каким-то образом включить её в термодинамический цикл. Найденное решение получило название цикла Аллама. В нём рабочим телом служит выделяющаяся при сгорании топлива практически чистая углекислота в сверхкритическом состоянии, поступающая в турбину при температуре до 1200 °C и давлении более 300 атм. После прохождения через турбину и теплообменник она снова возвращается в камеру сгорания. Используя вместо пара скCO2, Родни Аллам смог избежать неэффективных фазовых переходов. Тепло остаётся внутри системы, что позволяет уменьшить количество топлива, необходимое для поддержания высокой рабочей температуры.
Давайте проверим
По заказу NET Power компания Toshiba изготовила работающую на диоксиде углерода в сверхкритическом состоянии турбину и камеру сгорания. CB&I выполняет инженерные работы, занимается строительством станции и её материальным снабжением. Exelon оказывает услуги по эксплуатации, техническому обслуживанию и развитию. Компания 8 Rivers, которую консультирует Родни Аллам, владеет технологией и продолжает её совершенствовать.
Берегите тепло
Помимо турбины, соединяющей элементы газовой и паровой технологий, и новой камеры сгорания, которая была успешно испытана на тестовой установке в Калифорнии, ключом к реализации цикла Аллама становится система рекуперации тепла, устанавливаемая на выходе турбины. Эта система должна обеспечить высокую эффективность в трудных условиях работы, включая высокие температуру и давление. Выходящая из турбины двуокись углерода имеет температуру около 750 °C. В теплообменнике она охлаждается примерно до 50 °C (чтобы можно было отделить воду), передавая тепло потоку входящей в камеру сгорания двуокиси углерода (под давлением 300 атм), которая нагревается примерно до 720 °C.
К недостаткам же относится то, что сверхкритическая углекислота представляет собой хотя и нейтральный, но очень сильный растворитель. Учитывая температуры и давления, при которых она работает в цикле Аллама, понимаешь, что к конструкционным материалам предъявляются весьма жёсткие требования (так, один из самых стойких сплавов титана, никеля, хрома и алюминия, контактирующий с скCO2 при температуре 750 °C, утоньшается на 1-2 мкм в год). Это означает, что создатели ТЭС могут столкнуться с неприятными сюрпризами.
Несмотря на демонстрационный характер, пилотный проект NET Power предусматривает строительство полноценной электростанции, отдающей энергию в сеть. Запуск станции планировали уже в 2017 г., но на момент подготовки статьи к публикации свежей информации о ходе работ не было. На основе «пилота» NET Power предполагается спроектировать первую коммерческую алламовскую станцию мощностью 300 МВт.
Таким образом, разработанная компанией NET Power генерирующая система бросает вызов всем самым современным теплоэнергетическим технологиям, включая парогазовые и угольные со сверхкритическими параметрами пара и газификацией топлива. Создатели обещают дешёвую и экологически чистую энергию, а также возможности минимизировать потребление воды и избавиться от выбросов CO2.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Сверхкритические параметры пара осваивались в Советском Союзе практически сразу после ступени давления 8 8 МПа, так как опыт эксплуатации отечественного энергетического оборудования при начальном давлении 12 7 МПа к моменту завершения проектирования турбины К-300-240 был недостаточным. Правда, имелся положительный опыт работы турбин на начальных параметрах пара 16 6 МПа и 823 К, так как на эти параметры еще до утверждения стандартов в 1952 г. была выпущена турбина СВК-150 ЛМЗ. Однако в новых агрегатах многие конструктивные решения принципиально отличались от применявшихся в этой турбине. [2]
Турбина рассчитана на сверхкритические параметры пара : давление 23 5 МПа ( 240 кгс / ем2) и температуру 540 С. Свежий пар от котельного агрегата подводится к турбине двумя трубопроводами 0 325X56 мм. [4]
В паровых турбинах на сверхкритические параметры пара неизбежным является переход от аустенитного паропровода и паровпуска к перлитным наружному и внутреннему цилиндрам. Подобное соединение в конструктивном отношении наиболее удачно выполнять сварным. [5]
Создание высокоэкономичных энергоблоков на сверхкритические параметры пара требует для изготовления труб поверхностей нагрева и паропроводов более жаростойких и жаропрочных материалов, чем стали перлитного класса. К таковым, в первую очередь, относятся хорошо освоенные промышленностью стали аустенитного класса. [8]
Современные турбины большой мощности строятся на высокие и сверхкритические параметры пара и, как правило, с сопловым парораспределением. Эти турбины изготовляются с одновенечными регулирующими ступенями. [10]
Областью рационального применения турбоагрегатов Т-250 МВт на сверхкритические параметры пара являются города с населением свыше 1 млн. чел. [15]
Инновационные решения для мощных энергоблоков.
Новые технические решения для котельных агрегатов мощных угольных энергоблоков на суперкритические параметры пара и результаты их применения на действующем оборудовании.
В настоящее время в России работают 120 энергоблоков на сверхкритические параметры пара. Их мощность составляет примерно одну треть установленной мощности всех тепловых электростанций России. Все блоки имеют примерно одинаковые параметры пара: давление 25 МПа и температуру перегрева за котлом 545/545 ˚С (для повышения надёжности выходных элементов пароперегревательных поверхностей нагрева температуру первичного и вторично перегретого пара снизили по сравнению с первоначальной проектной 565 о С до 545 о С).
Благодаря усовершенствованию тепловой схемы, повышению параметров пара до оптимальных значений для этих блоков (давление 28-30 МПа, температура 585/585-600/620 о С), а также модернизации турбин и вспомогательного оборудования, КПД новых угольных блоков мощностью 660 МВт и более можно повысить до 45 % и улучшить их экологические показатели. Как показывает зарубежный опыт, КПД современных угольных энергоблоков мощностью 660 МВт и выше на суперкритические параметры пара может достигать 46 %. Очевидно, что на существующих ТЭС выводимые из эксплуатации энергоблоки мощностью 300 и 500 МВт следует замещать преимущественно угольными блоками мощностью 600-800 МВт на суперкритические параметры пара. При строительстве новых угольных ТЭС необходимо рассматривать возможность установки даже более мощных энергоблоков (800-1000 МВт) на такие же параметры пара.
В ОАО «ВТИ» в рамках технологической платформы «Экологически чистая тепловая энергетика высокой эффективности» совместно с другими заинтересованными организациями (ОАО «ЭМАльянс», ОАО «НПО ЦКТИ», ОАО «ЦНИИТМАШ» и ОАО «Силовые машины») ведутся работы по созданию и освоению головного отечественного энергоблока на суперкритические параметры пара. Расчётные технико-экономические показатели разрабатываемых котлов соответствуют мировым показателям.
Одним из условий повышения экономичности, надёжности и маневренности энергоблока является разработка такой гидравлической схемы пароводяного тракта котла, которая обеспечит разгрузку и пуски на скользящем давлении во всём тракте, а пусковой узел котла обеспечит при пусках надёжную работу поверхностей нагрева пароперегревательной части тракта и, впервые, автоматизацию пусковых режимов.
В ОАО «ВТИ» проведена разработка технических решений по гидравлической схеме парогенерирующих поверхностей нагрева котла блока 660 МВт на суперкритические параметры пара (30 МПа, 600/620 о С) для обеспечения надёжной эксплуатации как на номинальной нагрузке, так и при разгрузке и пусках на скользящем давлении во всём пароводяном тракте.
Проведена разработка технических решений по пусковому сепаратору этого котла нового типа с верхним выходом пара и сливным коллектором, обеспечивающего надёжность пароперегревательных поверхностей нагрева при пусках и впервые за счёт поддержания уровня воды в сливном коллекторе обеспечивается импульс для регулирования сброса воды из пускового сепаратора в растопочный сепаратор блока, что позволит автоматизировать пусковые режимы.
Разработанные технические решения требовали промышленной апробации.
Реализация технических решений по гидравлической схеме парогенерирующих поверхностей нагрева, обеспечивающих надёжную работу на номинальной нагрузке и при разгрузках и пусках на скользящем давлении, а также пускового сепаратора нового типа со сливным коллектором была осуществлена на вновь введённом в эксплуатацию котле П-50Р блока 330 МВт сверхкритических параметров, установленного на Каширской ГРЭС (рис. 1).
На котле П-50Р были реализованы новые технические решения по гидравлической схеме парогенерирующей части пароводяного тракта (рис. 2), обеспечивающие надёжную работу экранных поверхностей нагрева, что определяется вертикальной компоновкой панелей экранных поверхностей с подъёмным движением среды и выбором необходимых массовых скоростей, а также по пусковому узлу котла, в котором впервые в отечественном котлостроении применён полнопроходный пусковой сепаратор (ППС) с верхним выходом пара и так называемым сливным коллектором (СК) (рис. 3).
Для первого отечественного ППС с верхним выходом пара и сливным коллектором, установленного на котле П‑50Р, было проведено расчётное обоснование и разработаны конструктивные рекомендации.
Пуски на скользящем давлении во всём пароводяном тракте котла позволяют не только сократить время пусков энергоблока из различных тепловых состояний, упростить управление блоком за счёт отказа от воздействия на клапан перед пусковым узлом, с помощью которого при типовой технологии поддерживается сверхкритическое давление в экранных поверхностях при пусках, но и существенно повысить циклическую прочность толстостенных элементов парогенерирующей части тракта котла.
Применение ППС с верхним выходом пара и сливным коллектором обеспечивает предотвращение заброса влаги в пароперегревательные поверхности нагрева, что исключает возможность возникновения в них водяных «пробок», приводящих к опасным теплосменам в ходе пуска при применении типовых сепараторов, вызывающим повреждения труб этих поверхностей нагрева.
Массовые скорости в экранных панелях котла должны подбираться такими, чтобы обеспечивался не только надёжный температурный режим труб при номинальной нагрузке, но и пульсационная устойчивость и допустимые теплогидравлические разверки при пусках на номинальном и скользящем давлении.
Измерение уровня воды в сливном коллекторе сепаратора при пусках даёт импульс для регулирования сброса воды в растопочный сепаратор блока. Это, в свою очередь, впервые позволяет автоматизировать пусковые операции.
Положительные результаты, полученные в ходе проведения промышленных испытаний гидравлического и температурного режима экранов котла П-50Р блока 330 МВт, в том числе при пусках и разгрузках на скользящем давлении во всём пароводяном тракте, а также работы пускового сепаратора нового типа, дают основание считать, что аналогичные технические решения могут быть заложены в проекты новых котлов энергоблоков мощностью 660 МВт и выше на суперкритические параметры пара.
На основе разработки пылеугольного энергоблока на суперкритические параметры пара мощностью 660 МВт, выполненной по котлу ОАО «ВТИ», ОАО «ЭМАльянс», ОАО «НПО ЦКТИ» и ОАО «ЦНИИТМАШ», в 2010 году была подготовлена Федеральная Целевая Программа «Создание угольного энергоблока мощностью 660 МВт на суперкритические параметры пара».
Создание современного отечественного энергоблока с высокими экономическими и экологическими показателями обеспечит радикальное повышение эффективности снабжения электроэнергией и теплом национальной экономики и населения, что приведёт к увеличению ВВП страны.
Сейчас, на наш взгляд, наступило время восстановить положительную тенденцию по внедрению в электроэнергетику суперкритических параметров пара на мощных энергоблоках, что обеспечит инновационное развитие экономики и энергетическую безопасность страны.
Автор: Анатолий Шварц, заведующий лабораторией, ОАО «ВТИ», Алексей Чугреев, инженер, ОАО «ВТИ»
Создание мощных теплофикационных турбин на сверхкритические параметры пара
Г.Д. Баринберг, А.Е. Валамин, А.Ю. Култышев
ЗАО «Уральский турбинный завод», Екатеринбург
Рассмотрено приоритетное направление увеличения экономичности теплофикационных турбин путем повышения начальных параметров пара, введения промежуточного перегрева и укрупнения единичной мощности.
Известно несколько основных путей повышения эффективности теплофикационных паровых турбин. Однако авторы считают, что приоритетным направлением в современной теплоэнергетике является повышение параметров свежего пара и пара после промежуточного перегрева. Анализ выполненных исследований [1] показывает, что переход от начальных параметров пара 12,8 МПа, 565 °С к параметрам 23,5 МПа, 560/565 °С позволяет при электрической мощности 250. 300 МВт повысить экономичность теплофикационной турбины на средне-зимнем режиме при давлении в отопительном отборе около 0,1 МПа до 6 %, а переход от начальных параметров пара 12,8 МПа, 565/565 °С к 23,5 МПа, 560/565 °С в аналогичных условиях — до 4 %. С учетом работы теплофикационных турбин в летний период на чисто конденсационном режиме эффективность повышения параметров пара составит 7 и 5 % соответственно.
2. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МОЩНЫХ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ПАРОВЫХ ТУРБИН В УСЛОВИЯХ ТЭЦ
Даже в летний период такая турбина, как Т-250/300-23,5 часто работает с несколько сниженным расходом пара в ЦНД, так как присутствует тепловая нагрузка для нужд ГВС, а в отопительный период имеют место значительные потери мощности на трение и вентиляцию ступеней ЦНД и снижение тепловой нагрузки из-за увеличенных расходов пара на охлаждение.
Поэтому данные обстоятельства приводят к тому, что последние ступени ЦНД практически в течение всего года работают в неоптимальных условиях. В связи с этим в ряде случаев более эффективным является использование последней ступени с лопатками меньшей высоты 830 мм [2].
В том же семействе турбин типа Т-250 применяется система охлаждения ступеней ЦНД с подачей специально подготовленного пара в камеру после регулирующей ступени, совпадающей с камерой отбора пара на ПНД-1.
ВятГТУ и ОАО ВТИ выполнены исследования по определению эффективности новой кольцевой системы охлаждения выхлопа с подачей мелкодисперсной влаги по периферии с внешней, наиболее горячей стороны потока, покидающего последнюю ступень [3] в турбинах ПТ-135 и Т-185.
По данным выполненных исследований для ЦНД турбины Т-185 с высотой лопатки последней ступени 830 мм вполне достаточен расход пара на охлаждение около 5 т/ч. Такой пропуск пара через ступени ЦНД требует выполнения регулирующих диафрагм плотными.
Экономия топлива от применения КСО в турбине Т-250 может составить около 5400 т у.т/год.
Можно привести и другие пути повышения эффективности мощных теплофикационных турбин, однако основным направлением остается повышение параметров свежего пара и пара после промежуточного перегрева, так как именно оно дает самый значительный прирост технико-экономических показателей.
3. ЭФФЕКТИВНОСТЬ СОЗДАНИЯ МОЩНЫХ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН НА СВЕРХКРИТИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПАРА
В исследованиях [1] было обосновано создание на ТМЗ мощной паровой теплофикационной турбины на сверхкритическое давление номинальной мощностью 250 МВт и параметрами свежего пара 23,5 МПа, 560 °С с промежуточным перегревом пара до 565 °С типа Т-250/300-23,5, головной образец которой был установлен на ТЭЦ-22 «Мосэнерго» в 1969 г.
В дальнейшем для обеспечения надежности паровых котлов, трубопроводов подвода свежего пара и промежуточного перегрева температуры подводимого пара и промежуточного перегрева были снижены до 540 °С, что вызвало необходимость модернизации выпускаемой турбины для восстановления электрической мощности и тепловой нагрузки при пониженных температурах пара. Подобная модернизация была проведена с помощью специалистов ТМЗ на семи турбинах, установленных ранее на различных ТЭЦ.
Снижение температуры свежего и промежуточного перегрева пара до 540 °С привело к снижению экономичности на конденсационном режиме на 1,3 % и на среднезимнем режиме на 1 %, что связано с перерасходом топлива на один энергоблок около 7400 т у.т/год.
В работе [4] учеными МЭИ обоснована экономическая целесообразность и возможность создания конденсационного энергоблока на суперсверхкритические параметры на базе сталей, освоенных металлургической промышленностью России. Это
является основанием для исследования влияния дальнейшего повышения параметров пара на экономичность мощных теплофикационных турбин.
При исследовании принято, что при повышении параметров пара имеется только однократный его перегрев после ЦВД, так как введение вторичного промперегрева экономически нецелесообразно из-за сближения значений его давления, принятого в конденсационных блоках, и давления в отопительных отборах.
Расход свежего пара при исследовании принят равным 980 т/ч, что соответствует его номинальному значению в турбине Т-250/300-23.5, давление в регулируемом отопительном отборе — 0,1 МПа, что соответствует средне-зимнему режиму, а давление в конденсаторе — 6 кПа, что соответствует условиям эксплуатации турбины Т-250/300-23,5 при номинальной температуре охлаждающей воды 20 °С.
Для максимальной унификации теплофикационных турбин, создаваемых при повышении параметров пара, с турбиной Т-250/300-23,5 при исследовании принята зависимость сопряженных начальных параметров пара и параметров пара после промежуточного перегрева. Сопряжение параметров пара после промперегрева обеспечивает перед ЦСД-2 температуру пара, равную ее значению при уже освоенных параметрах 23,5 МПа, 560/560 °С. Вследствие этого на конденсационных режимах влажность за последней ступенью ЦНД одинакова и составляет 5,5 %. Кроме того, такой подход к изменению параметров пара после промперегрева позволяет в новых вариантах теплофикационных турбин полностью унифицировать ее с аналогом ЦСД-2 и ЦНД.
Сопряжение начальных параметров дает возможность сохранить на ступенях ЦВД с давлением менее 23,5 МПа тот же уровень температур пара, что и при освоенных параметрах 23,5 МПа, 560/560 °С.
Исследования выполнены для дискретных значений сопряженных параметров пара в диапазоне: 23,5 МПа, 560/560 °С; 29,4 МПа, 600/600 °С. Расход пара в ЦНД на теплофикационных режимах при включенном охлаждающем устройстве принят равным 20 т/ч.
Для каждого из вариантов турбин определялись геометрия ступеней ЦВД и ЦСД-1, истинные КПД отсеков ступеней этих цилиндров, а также утечки пара через концевые уплотнения и штоки регулирующих клапанов.
Рассматривалась экономичность каждого из вариантов турбин на конденсационном и теплофикационных режимах.
Из выполненных расчетов следует, что при повышении начального давления от 23,5 до 29,4 МПа и температур пара от 560/560 до 600/600 °С электрическая мощность турбины на конденсационном
режиме увеличивается от 317 до 334 МВт, на средне-зимнем режиме — от 258 до 274 МВт при одноступенчатом и от 269 до 285 МВт при двухступенчатом подогреве сетевой воды.
Тепловая нагрузка турбины при повышении параметров пара снижается с 1613 до 1559 ГДж/ч и с 1571 до 1517 ГДж/ч соответственно при одно- и двухступенчатом подогреве сетевой воды, а температура питательной воды увеличивается от 269 до 284 °С.
Увеличение параметров пара от 23,5 МПа, 560/560 °С до 29,4 МПа, 600/600 °С позволяет повысить экономичность турбины до 4,25 % на конденсационном и до 3,8 % — на теплофикационном режимах.
В связи с тем, что выбор оптимальных значений повышения параметров пара должен быть осуществлен только на основании технико-экономического анализа, учитывающего экономию топлива, повышение стоимости применяемых материалов, создание нового оборудования и т.п., поэтому считаем целесообразным повышение параметров пара в теплофикационных турбинах должно начинаться с перехода на эксплуатацию с параметрами пара 23,5 МПа, 560/565 °С.
Сегодня такие рабочие параметры пара могут быть обеспечены надежной работой котельного оборудования, трубопроводов пара и турбиной.
Теплофикационную турбину на сверхвысокие параметры пара целесообразно создать на базе выпускаемой турбины Т-250/300-23,5.
Также считаем не менее серьезным вопрос о создании эффективных теплофикационных турбин для мощных ПГУ. Заводом разработана турбина Т-113/145-12,4 для ПГУ-410 Краснодарской ТЭЦ.
4. ПРОЕКТ ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ ТУРБИНЫ Т-113/145-12,4 ДЛЯ ПГУ
Теплофикационная паровая турбина Т-113/145-12,4 [5] предназначена для работы в составе ПГУ Краснодарской ТЭЦ. В состав ПГУ также входит газовая турбина фирмы «Mitsubishi Heavy Ind.» М701 F4 мощностью 303 МВт и котел-утилизатор производства ОАО «ЭМАльянс» выполненный по проекту фирмы А&Е (Чехия-Австрия).
Паровая турбина Т-113/145-12,4 представляет собой трехцилиндровый агрегат (рис. 1) и отличается значительной новизной конструкций цилиндров турбины, что обусловлено, прежде всего, проектированием ее для работы в составе трехконтурной ПГУ, а также высокими параметрами пара высокого давления (12,4 МПа, 563 °С) и промежуточным перегревом пара (3,0 МПа, 560 °С).
В цилиндре высокого давления применено дроссельное парораспределение, что является общепринятым решением для паровых турбин, работающих в составе ПГУ на скользящих параметрах пара. В ЦВД расположено 11 ступеней давления.
Рис. 1. Паровая турбина Т-113/145-12,4 с промежуточным перегревом пара для трехконтурной ПГУ-410
ЦВД выполнен двухкорпусным с прямоточной схемой движения пара. Первые две ступени ЦВД расположены во внутреннем корпусе, остальные 9 ступеней в наружном. Наружный корпус ЦВД выполнен на базе отливки турбины Т-110/120-130-5МО, корпус которой отличается от серийных турбин типа Т-100/110-130 и обладает повышенными характеристиками надежности и маневренности, а также сниженной металлоемкостью. Необходимость установки внутреннего корпуса обусловлена тем, что использование однокорпусной конструкции не обеспечивает прочность и плотность вследствие высокого давления в камере паровпуска 11,9 МПа и температуры 557 °С. Использование внутреннего корпуса позволяет не только решить задачи обеспечения плотности и прочности корпуса, но и сохранить высокие маневренные характеристики ЦВД в целом.
Пар из ЦВД направляется в КУ, где смешивается с паром контура среднего давления и, пройдя пароперегреватель, поступает в цилиндр среднего давления через два блока клапанов, которые унифицированы с блоками клапанов ЦСД турбины Т-250.
ЦСД выполнен двухкорпусным с петлевой схемой течения пара в проточной части. Необходимость такого решения продиктована, главным образом, тем, что при этом зона повышенных температур (зона паровпуска) максимально отдаляется от среднего подшипника.
В межкорпусное пространство подается пар низкого давления из третьего контура КУ. На трубопроводе подвода пара низкого давления установлены блоки клапанов.
Отбор пара на ПСГ-2 осуществлен после 22-й ступени, на ПСГ-1 — после 24-й ступени.
Пройдя ЦСД, пар через перепускные трубы попадает в цилиндр низкого давления. ЦНД двухпоточныи, в каждом потоке расположены по три ступени: регулирующая ступень ЧНД и две ступени давления, унифицированные со ступенями турбины Т-250. Выхлопные части ЦНД по конструкции унифицированы с выхлопными частями турбины Т-250. Средняя часть ЦНД в отличие от турбины Т-250 выполнена однокорпусной, что позволило снизить металлоемкость конструкции. Для охлаждения последних ступеней на режимах теплового графика в турбине Т-113/145-12,4 реализована система охлаждения ЦНД.
Турбина снабжена современной микропроцессорной электрогидравлической системой регулирования и защиты, состоящей из трёх основных частей: гидравлической части, электрической части и электрогидравлических преобразователей, реализующих функции преобразования электрических сигналов управления в гидравлические входные сигналы.
Существенным моментом электрогидравлической системы регулирования и защиты турбины Т-113/145-12,4 является применение в системе регулирования и защиты воды в качестве рабочего тела как наиболее эффективного противопожарного мероприятия.
В турбоустановке используется конденсаторная группа KT2-12000-IV с поверхностью теплообмена 12000 м2 и расходом охлаждающей воды до 27000 м3/ч.
Схема подогрева сетевой воды двухступенчатая. В данной турбоустановке используются два ПСГ-2300 с поверхностью теплообмена 2300 м каждый. Сетевой подогреватель ПСГ-1 установлен под ЦВД. Сетевой подогреватель ПСГ-2 установлен под генератором.
Удельный расход пара и удельный расход теплоты на конденсационном режиме составляет, соответственно 2,75 кг/(кВт-ч) и 10162 кДж/(кВт-ч).
1. Баринберг Г.Д., Бененсон Е.И. Влияние параметров свежего пара, промежуточного перегрева и единич-
ной мощности на экономичность теплофикационной турбины // Сб. Опыт создания турбин и дизелей. Свердловск: Средне-Уральское кн. изд-во, 1969.
2. Баринберг Г.Д., Кортенко В.В., Чубаров А.А. Об основных направлениях развития теплофикационного турбостроения России // Теплоэнергетика. 2001. № 11. С. 7-12.
3. Эфрос Е.И., Симою JIJL, Лагун В.П., Гуторов В.Ф. Исследование ЧНД турбин ПТ-135/165-130/15 и Т-185/220-130 при работе с уменьшенными вентиляционными пропусками пара // Сб. Совершенствование турбин и турбинного оборудования. Екатеринбург, 2000. С. 295-301.
4. Трухний А.Д., Костюк А.Г.. Трояновский Б.М. Пути совершенствования отечественных паротурбинных установок и целесообразность создания энергоблока на сверхвысокие параметры пара // Теплоэнергетика. 1997. № 1.С. 2-8.
5. Теплофикационная паровая турбина Т-113/145-12,4 для ПГУ-410 Краснодарской ТЭЦ / Г.Д. Баринберг, А.Е. Валамин, А.А. Гольдберг и др. // Теплоэнергетика. 2009. №9. С. 15-23.