Параметры и технические характеристики зарубежных классических энергоблоков нового поколения

В табл. 10.4 приведены данные по работающим, строящимся и спроектированным энергоблокам ССКП. Список охватывает 58 энергоблоков, что свидетельствует о том, что энергоблоки ССКП перестали быть «экзотикой» и все шире внедряются в теплоэнергетику, в первую очередь, в Японии, Германии и Дании.

Прежде всего, из табл. 10.4 видно, что КПД нетто энергоблоков но вого поколения составляет 43—46 %. Исключение составляют несколько энергоблоков с еще большим КПД нетто (49—53 %), которые постоянно работают с очень низкой температурой охлаждающей воды, поступающей в конденсаторы (морская вода из придонных слоев с температурой 2,3—2,7 °С). Эти цифры вполне коррелируют с теми, которые получены выше.

Далее, обратим внимание на то, что большинство энергоблоков, данные по которым приведены в табл. 10.4, работает на твердом топливе. Это еще раз говорит о том, что основной «нишей» для энергоблоков ССКП являются пылеугольные ТЭС, а газ следует использовать для утилизационных ПГУ.

Все энергоблоки имеют повышенную начальную температуру пара и/или температуру промежуточного перегрева. Практически «стандартной» для энергоблоков нового поколения стала температура 580 °С в Европе и 600 °С в Японии.

Большинство новых энергоблоков выполняется с одним промежуточным перегревом пара, хотя, как отмечалось выше, второй перегрев дает прибавку в КПД в 1,2 % (по другим оценкам — 1,5 %). Связано это с тем, что введение второго промперегрева существенно усложняет конструкцию и турбины, и котла, создавая, кроме того, ряд эксплуатационных проблем. Поэтому два промежуточных перегрева пара используют в ос новном в тех энергоблоках, в которых без него обойтись невозможно. В своем большинстве — это энергоблоки с очень низкой температурой охлаждающей воды и соответственно очень низким давлением в конденсаторе. Именно для того, чтобы избежать высокой конечной влажности, необходим второй промежуточный перегрев.

Подавляющее большинство энергоблоков нового поколения выполнено на начальное давление 24—26 МПа. Это также, судя по публикациям, связано с тем, что усложнение конструкции турбины (увеличение числа ступеней и соответственно цилиндров, трудности обеспечения плотности горизонтальных разъемов корпусов с высоким внутренним давлением, сложность обеспечения вибрационной надежности валопровода турбоагрегата и другие) сегодня не окупает выигрыша в экономичности.

Большинство энергоблоков имеет мощность в диапазоне 400—1000 МВт, что, с одной стороны, позволяет оставаться в рамках умеренного количества ЦНД (2—3) и общего количества цилиндров (4—5), а с другой — обеспечить достаточно высокий КПД проточной части турбины. Большинство энергоблоков, вводимых в Японии, имеет мощность 1000 МВт. Заметим, что даже для докритических начальных параметров пара строительство энергоблоков мощностью менее 600 МВт ведется в исключительных случаях, обусловленных специальными соображениями. На этом фоне энергоблоки России мощностью 150—300 МВт, на которых вырабатывается почти половина электроэнергии, выглядят архаичными. Наконец, обратим внимание на температуру питательной воды. Здесь обнаруживается явная тенденция к ее повышению вплоть до 310—340 °С, что также существенно повышает КПД.

Конечно, высокий КПД вновь вводимых зарубежных паротурбинных энергоблоков обусловлен не только их преимуществами в параметрах и тепловых схемах, но и в аэродинамическом совершенствовании самой турбины, которая не отражена в табл. 10.4.

Первенство в освоении энергоблоков ССКП, безусловно, принадлежит Японии. На рис. 10.12 показан график ввода энергоблоков на ТЭС Японии. После строительства двух энергоблоков с двумя промежуточными перегревами на температуры 566 °С/566 °С/566 °С, Япония перешла на строительство энергоблоков только с одним промежуточным перегревом. После освоения температуры 593 °С, начиная с 1997 г. начался массовый ввод энергоблоков на эти параметры. Уже начаты работы над энергоблоком на начальную температуру 630 °С/630 °С, который планируется освоить в ближайшее десятилетие.