Неуймин В.М., к.т.н. (ОАО «ОГК-4»)


Ключевые слова: парогазовая установка, газовая турбина, котел, паровая турбина, КПД, газификация углей, турбогенератор, водоподготовительная установка.

Аннотация: В статье дан обзор энергетического оборудования, установленного как на отечественных, так и на зарубежных электростанциях.

Keywords: Combined-cycle plant, the gas turbine, a copper, the steam turbine, efficiency, gasification of coals, a turbogenerator, water preparatory installation.

Anatation: The article presents an overview of power equipment installed at Russian and foreign power plants.

Электроэнергетика России по праву относится к крупнейшим промышленным комплексам в мире. Основу этого комплекса составляют тепловые электрические станции (ТЭС). Структура и состав действующего основного оборудования ТЭС показаны в работах [1,2], аспекты надёжности и безопасности ТЭС – в работе [3]. 

К инновационным технологиям, использующимся при производстве электроэнергии относятся, прежде всего:

- парогазовые установки (ПГУ) с КПД 55-60 %, в состав которых входят высокоэффективные газовые турбины единичной мощностью ~150-300 МВт с КПД 38-40 %;

- энергетическое оборудование для энергоблоков СКД с повышенными параметрами острого пара: температура (580-600) ОС / (600-620) ОС и более, давление 30 МПА и более;

- энергетические котлы с топками с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС), позволяющие сжигать с малыми выбросами оксидов азота NO X различные малореакционные твёрдые топлива;

- энергетическое оборудование для газификации углей,

а также оборудование нового поколения: котельные установки, паровые турбины, турбогенераторы, оборудование водоподготовки, газоочистное и коммутационное оборудование.

Применение парогазовых установок. 

Применение ПГУ позволяет повысить на ТЭС эффективность сжигания топлива на ~ 11-15 % (ПГУ со сбросом газов в котёл), на ~ 25-30 % (бинарные ПГУ).

Применение ПГУ в электроэнергетике России. 

Широких работ по введению в эксплуатацию ПГУ в России до недавнего времени не проводились.

Тем не менее, в России накоплен большой опыт эксплуатации единичных образцов установок: ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ) типа ВПГ-50 головного энергоблока ПГУ-120 и 3-х модернизированных энергоблоков с ВПГ-120 на филиале «ТЭЦ-2» ОАО «ТГК-1» (ОАО «Ленэнерго»); ПГУ-200 (150) с ВПГ-450 на параметры пара 12,8 МПа и 565/565 ОС на филиале «Невинномысская ГРЭС» ОАО «ОГК-5». 

Начата эксплуатация ПГУ-450Т с газовыми турбинами V94.2 (ГТЭ-160) среднего уровня экономичности на филиале «Северо-Западная ТЭЦ» (С-Петербург), филиале «Калининградская ТЭЦ-2». В 2007 г. введены в эксплуатацию ПГУ-325 на филиале «Ивановская ГРЭС», ОАО «Сочинская ТЭС» и ПГУ-450Т - на филиале «ТЭЦ-27» ОАО «ТГК-3». 

В ОАО «ОГК» на условиях «под ключ» намечают сооружение до 2010 г. большого числа одновальных ПГУ-400 (410, 420) мощностью 400-420 МВт с газовыми турбинами фирм « General Elektric», « Siemens», « Alstom» повышенной единичной мощности (мощность газовой турбины составляет ~ 2/3 от мощности ПГУ, мощность паровой турбины ~ 1/3).


Во исполнение инвестиционной программы ОАО РАО «ЕЭС России» на период до 2010 г. генерирующие компании оптового рынка электроэнергии (ОАО «ОГК», ОАО «ТГК») намечают ввести в эксплуатацию свыше 14 млн. кВт ПГУ. В частности, ОАО «ОГК-4» имеет установленную мощность 8,63 млн. кВт; до 2012 г. компания введёт четыре ПГУ-400 мощностью по 400 МВт. Контракты на строительство всех ПГУ на условиях «под ключ» подписаны в 2007-2008 гг.

Применение ПГУ в электроэнергетике развитых стран мира. 

В начале третьего тысячелетия в эксплуатации находилось ~ 300 ПГУ мощностью до 1000 МВт (КПД до 58,2 %). Мощность ГТУ, входящих в состав ПГУ, доходила до 328,9 МВт (КПД газовых турбин - до 40 %, КПД ПГУ – до 60 %). 

В эксплуатации находилось 5 демонстрационных ПГУ со сжиганием угля в кипящем слое под давлением (ПГУ с КСД) мощностью 79-135 МВт. В 1999 г. в Японии пущен в эксплуатацию энергоблок мощностью 350 МВт (расчётный КПД 45 %). Проработаны пути повышения КПД ПГУ с КСД до 48-52 %.

Общая стоимость программы создания ГТУ и ПГУ нового поколения (США) составила $ 706 млн., в том числе за счёт средств Министерства обороны – $ 400 млн. 

Большинство одновальных ПГУ построено за рубежом для тёплых климатических условий: высокое противодавление в конденсаторе предопределяет сравнительно малый объёмный расход пара через последние ступени паровой турбины, компактность паровой турбины, размещение основного оборудования ПГУ в машзале ТЭС на нулевой отметке.

В мировой практике реализованы одновальные ПГУ двух разновидностей [13)]:

- с расцепной синхронизирующей муфтой, присоединяющей ротор паровой турбины к ротору турбогенератора при достижении синхронной частоты вращения (главной проблемой обслуживания является извлечение ротора турбогенератора при ремонтах);

- с единым валопроводом, состоящим последовательно из ротора ГТУ, ротора паровой турбины, ротора турбогенератора, соединённых жёсткими муфтами (главная проблема обслуживания – разворот длинного массивного валопровода при пуске, делающий необходимым использование отдельной котельной).

Уместно отметить, что в конце первой пятилетки нынешнего века себестоимость производства электроэнергии на угольных энергоблоках в США, Германии, Чехии была на 7-24 % ниже, чем на ПГУ, имеющих более высокий КПД, но сжигающих более дорогое топливо [14].

Применение энергетических газовых турбин. 

Современные энергетические ГТУ работают с начальной температурой газов 1300-1400 0С, степенью сжатия воздуха в компрессоре 17-23 и КПД при автономной работе 38,5 %. Температура отработавших в турбине газов составляет 550-640 0С. Их тепло может быть использовано для теплоснабжения или выработки электроэнергии, перегрева пара до 540-565 0С, для последующего срабатывания энергии пара в паровой турбине.

Опыт электроэнергетики России. 
Газовые турбины не получили должного распространения в электроэнергетике России.

Наиболее крупные ГТУ на жидком топливе мощностью 100 МВт (12 трёхопорных турбин) и 150 МВт (3 турбины) были изготовлены ОАО «ЛМЗ» и использовались для покрытия пиков нагрузки в энергосистемах. 

СП «Интертурбо» совместно с фирмой « Siemens» изготовлено 30 турбин типа V 92.4 (ГТЭ-160), имеющих КПД 34,3 %. Возможные перспективы использования турбин типа ГТЭ-160 ( V 94.2) при техническом перевооружении ТЭС России показаны в работе [6]. 6 турбин указанного типа установлены в филиалах «Северо-Западная ТЭЦ» (Санкт-Петербург) и «Калининградская ТЭЦ-2» (Калининград), ОАО «Сочинская ТЭС», филиале «ТЭЦ-27» ОАО «ТГК-3» (Москва). 

Разработка ГТЭ-180 (ЛМЗ, Авиадвигатель) с расчётным КПД 36,7 % приостановлена. ОАО «ЛМЗ» изготавливается первая газовая турбина типа ГТЭ-65 для филиала «ТЭЦ-9» ОАО «ТГК-3». 

В 2007 г. первая ПГУ-325 введена в эксплуатацию на ОАО «Ивановская ГРЭС» (ныне филиал «Ивановская ГРЭС»). 

Более 15 газовых турбин единичной мощностью до 30 МВт установлены на ряде ТЭЦ страны. 

Особо следует выделить усилия ОАО «Энергомашкорпорация» (г. Вельск Архангельской области) по разработке газовых турбин нового поколения: впервые в мировой практике изготовлена газовая турбина мощностью 9 МВт на магнитной подвеске (исключена система маслоснабжения подшипников турбины); осваивается безредукторная схема сопряжения газовой турбины мощностью 9 МВт и турбогенератора для ГТЭ-ТЭЦ. 

Инвестиционной программой ОАО РАО «ЕЭС России» предусмотрен ввод в 2006-2010 на ТЭС страны 34 млн. кВт генерирующих мощностей: ОАО «ОГК» ориентируются на вводы мощных современных одновальных ПГУ, в состав которых входят газовые турбины, которые предстоит изготовить, прежде всего, на фирмах « General Elektric », « Siemens », « Alstom ». 

Опыт электроэнергетики развитых стран мира [12]. 

Единичная мощность газотурбинных установок (ГТУ) превысила 300 МВт. Технический уровень ГТУ характеризуется КПД ~ 40 %. Совершенствование газовых турбин осуществляется путём увеличения температуры газа перед турбиной (до 1500 0С), увеличения степени повышения давления в компрессоре (свыше 20), внедрения новых материалов (монокристаллических для лопаток турбины, хромистых сталей для дисков, высокопрочного чугуна с шаровидным графитом для корпусов компрессора) и прогрессивных технологий охлаждения паром элементов камер сгорания, статорных и роторных деталей турбины с последующим использованием пара в цикле ГТУ.

По уровню экономичности серийно изготавливаемые ГТУ условно могут быть разделены на 4 класса:

- класс Е. Установки, разработанные в середине 80-х годов минувшего века, обладают высокой надёжностью, длительным межремонтным периодом и требуют сравнительно небольших расходов на сервисное обслуживание. Температура на входе в турбину - 1100 0С, степень повышения давления в компрессоре 10-12; КПД ГТУ 33-35 % (КПД ПГУ на их основе – 52-53 %);

- класс F. Разработки первой половины 90-х гг. прошедшего века, характеризуют современный технический уровень. На рынок поставлялись, в основном, в конце 90-х гг. минувшего века. Температура на входе в турбину 1250-1350 0С, степень повышения давления в компрессоре 15-17; КПД ГТУ 35-36 % (КПД ПГУ на их основе – 54-55 %);

- класс FA ( FB). Газотурбинные установки с КПД 36,0-38,5 % (КПД ПГУ на их основе -56-58 %), спроектированные во второй половине 90-х годов прошлого века, завоёвывают рынок в настоящее время;

- класс G ( H). Передовые образцы сверхмощных ГТУ с КПД 39-40 % (КПД ПГУ на их основе 58-60 %), температурой газа перед турбиной 1400-1500 0С и степенью повышения давления в компрессоре свыше 20.

Крупнейшие фирмы мира продолжают выпускать новые модели газовых турбин, постоянно повышая эффективность их работы. Пути совершенствования установок различны. Методы повышения эффективности работы ГТУ показаны на примере последних разработок крупнейших фирм мира: « General Elektric », « Siemens », « Alstom ». 


В мае 2003 г. на ТЭС Баглан Бей (Уэльс, Великобритания) фирмой « General Elektric » завершены испытания головного образца новой турбины MS 9001 H мощностью 282 МВт. КПД турбины 39,5 %; КПД ПГУ на её основе - 60 % (на 2 % выше, чем КПД ГТУ предыдущего поколения). В новой модели турбины применены современные технологии: дисковый сболченный ротор турбокомпрессора опирается на 2 подшипника; компрессор обеспечивает степень повышения давления 23 на 18 ступенях; вместо традиционной трёхступенчатой турбины использована схема с 4 ступенями (при возросшей степени расширения газов позволила сохранить высокий внутренний КПД); в 14 сухих трубчатых камерах сгорания используется система сжигания DLN 2.5 H , которая позволяет достичь уровень выбросов N О X менее 10 ppm ; байпасная воздушная заслонка в камере сгорания отсутствует – регулирование расходов воздуха на горелки предварительного смешения осуществляется посредством 4-х рядов поворотных направляющих лопаток входного направляющего аппарата; для обеспечения работы в условиях высоких температур в течение длительного срока службы сопловые и рабочие лопатки первой ступени турбины имеют специальное термоизолирующее покрытие (оксид иттрия, стабилизированный цирконием) и выполнены монокристаллическими; повышенная прочность лопаток позволяет повысить температуру их поверхности на 50 0С; комбинированное паровоздушное охлаждение, применение которого позволяет экономить воздух и повысить эффективность охлаждения; использование замкнутого парового контура даёт возможность увеличить температуру перед турбиной на 111 0С (до 1400 0С) благодаря отсутствию сбросного охлаждающего воздуха; запуск турбины проходит при воздушном охлаждении, но уже при переходных режимах для охлаждения лопаток 1-й и 2-й ступеней подключается паровое. Пар забирается из ЦВД паровой турбины ПГУ, проходит контур охлаждения и возвращается в ЦСД. Таким образом, паровое охлаждение привязывает газовую турбину к утилизационному циклу. 

В новой модели ГТУ LMS 100 фирмы « General Elektric » мощностью 98,3 МВт сочетаются технологии стационарных газовых турбин и авиационных двигателей. Для повышения КПД в простом цикле до 45 % применена схема с промохлаждением циклового воздуха (воздух охлаждается во внешнем охладителе), позволяющая уменьшить работу компрессора на сжатие и поддержать уровень вырабатываемой энергии в жаркую погоду. Степень повышения давления в компрессоре составила 24 (ограничила температуру на выходе из ГТУ до 417 0С, что снизило эффективность использования установки в составе ПГУ – КПД 54 %). Единственным новым компонентом турбины LMS 100 является турбина среднего давления IPT . Испытания LMS 100 в 2005 г. в Огайо (США) показали высокие маневренные качества турбины: 50 % мощности установка набирает менее, чем за 1 мин., а на номинальный режим выходит спустя 10 мин. после пуска. 

Фирма « Siemens», в отличие от американской компании, в своих установках класса H воздерживается от использования парового охлаждения элементов камеры сгорания и проточной части турбины. В новой турбине « SGT5-8000Н» мощностью 340 МВт фирма отдала предпочтение более простой схеме воздушного охлаждения. КПД простого цикла- 39 %, а КПД ПГУ - свыше 60 %. Это стало возможным благодаря применению материалов и покрытий нового поколения. Среди инновационных технологий, применённых в новой турбине, - новый компрессор с перспективным облопачиванием, специальные малорасходные уплотнения для систем воздушного охлаждения и камеры сгорания с системой сжигания топлива ULN. Пуск ТЭС с турбиной « SGT5-8000Н» был запланирован на ноябрь 2007 г. (г. Иршинг, Бавария).

Помимо создания новых разработок, фирма продолжает совершенствование уже отработанных моделей. Так, последняя модификация турбины SGT5- 4000 F имеет мощность 286,6 МВт, КПД 39,5 % (мощность ПГУ с двумя газовыми турбинами составляет 814 МВт, КПД ПГУ – 58,2 %).


В турбине фирмы « Alstom» GT-26 мощностью 289 МВт (КПД турбины 39,1 %, КПД ПГУ – 58,5 %) принята оригинальная тепловая схема с промперегревом газа при расширении - технология ACS. Воздух сжимается в 22-ступенчатом компрессоре до давления 3,34 МПа и поступает в основную камеру сгорания, в которой сжигается 2/3 топлива. Затем продукты сгорания с температурой 1213 0С расширяются в одноступенчатой турбине высокого давления и поступают в дополнительную камеру сгорания, куда подаётся оставшееся топливо. После этого газы расширяются в 4-х ступенчатой газовой турбине низкого давления. Обе камеры сгорания кольцевые, обеспечивающие концентрацию N OX в выхлопных газах менее 25 ppm. Ротор ГТУ опирается на 2 подшипника с эллиптической расточкой. Он сварен из штампованных дисков без центрального отверстия, изготовленных из ферритной стали. Увеличение степени повышения давления до 30 осуществляется добавлением 6 ступеней к 16-и ступенчатому компрессору, применявшемуся ранее в GT11 N2. Сопловые и монокристаллические рабочие лопатки наиболее горячих ступеней турбин защищены специальным покрытием и охлаждаются воздухом.

Названные фирмы продолжают совершенствовать серийно освоенное оборудование в классе турбин средней мощности, спрос на которые продолжает расти. 

Применение в цикле ТЭС суперкритических параметров пара.

Повышение давления острого пара с 24-25 МПа до 30-32 МПа и температуры перегрева пара с 540 ОС до 580-620 ОС даёт снижение расхода топлива на 4-5 % (одновременное совершенствование схемных решений и конструкции оборудования, повышение параметров позволяет поднять КПД энергоблока на 11-12 %) за счёт роста КПД до 48-50 %.

Опыт электроэнергетики России. 

Наработка энергоблока СКР-100 с котлом П-37 паропроизводительностью 720 т/ч с параметрами острого пара 30 МПа и 650 ОС, эксплуатировавшегося на Каширской ГРЭС до 1986 г., составила 42000 ч (после выработки ресурса турбиной среднего давления эксплуатация энергоблока не возобновлялась). 

На сегодня в стране могут изготавливаться паропроводы, энергетические котлы и паровые турбины на начальную температуру острого пара до 580 ОС включительно. Энергетический к отёл нового поколения может быть создан не ранее 2012 г. 

В развитых странах мира предпринимаются меры по повышению параметров пара. Начато внедрение в эксплуатацию энергоблоков мощностью 400-1000 МВт. В 1995-1998 гг. в Японии сданы в эксплуатацию энергоблоки мощностью по 1000 МВТ (ТЭС Шинчи и Мисума); в Германии (ТЭС Шварце Пумпе) введён в эксплуатацию энергоблок мощностью 800 МВт, а в 1999 г. (ТЭС Липпендорф) – мощностью 930 МВт (давление за котлами 27,0-27,5 МПа, температура острого пара - 580/600 ОС, КПД энергоблоков - 43 %). Энергоблоки мощностью 400 МВт (ТЭС Скербек и Нордиленд в Дании) на давление 29 МПа и температуру острого пара 582/582 ОС имеют проектный КПД 49 %. 

В рамках программы Thermie страны Евросоюза намерены создать к 2015 г. угольный энергоблок мощностью 400-1000 МВт на параметры пара 37,5 МПа и температуру 700/720/720 0С с КПД, превышающим 55 %. 

Сжигание твёрдых топлив в котлах с ЦКС. 

Преимуществами котлов с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС) являются: использование широкого диапазона твёрдых топлив; надёжная работа котлов в диапазоне нагрузок 20-100 % без подсветки мазутом; подавление выбросов SO Х превышает 90 %; выбросы NO Х составляют менее 200 мг/м 3; высокая степень улавливания твёрдых частиц в сепараторах ударного типа без громоздкого и сложного внешнего контура циркуляции (это повышает КПД котла, сокращает расход специфических футеровочных материалов; на 20-30 % уменьшает объём здания котельного цеха); низкие затраты энергии на собственные нужды, простота обслуживания при эксплуатации; двухступенчатая система сепарации пыли обеспечивает степень улавливания до 99,7%. 

С позиций комплексных требований к экологии ТЭС в наиболее развитых странах, котлы с ЦКС экологически грязны и неэкономичны (снижение выбросов NO Х и SO 2 на них не всегда соответствует нормам ряда стран ЕС). Топки кипящего слоя (КС), ЦКС, низкоэмиссионного вихревого сжигания (ВИР) твёрдого топлива не позволят без дополнительной очистки газов подавить почти до 0 выбросы более опасных газов HF, CL и снизить выбросы TL и Hg. Отходы топок ВИР при добавке известняка – новая экологическая проблема. Их отходы содержат очень опасные и активные вещества и пока непригодны для коммерческих целей и подлежат спецзахоронению. Технологии КС, ЦКС и ВИР на ТЭС опаснее схем факельного сжигания, дополненных мокрой сероочисткой дымовых газов. Следует учесть и проблему улавливания за КС и ЦКС крупной золы с более высоким недожогом, содержащей и сверохтоксичные канцерогены. Это снизит КПД ТЭС и увеличит выбросы СО 2. Поэтому мировые поставщики топок ЦКС часто избегают называть конкретные данные по содержанию горючих в уносе [10].

В России технология сжигания твёрдых топлив в котлах с ЦКС не освоена. На Алтае введён в эксплуатацию в 2004 г. 1 котёл КС. За последние 15 лет котельными заводами спроектирован ряд котлов с ЦКС разной паропроизводительности. По оценке ОАО «ВТИ» данная технология может быть применена на 40 ТЭС России, на которых установлено свыше 260 котлов, 140 из которых имеют паропроизводительность 200-240 т/ч, а 56 котлов нуждаются в реконструкции. 

В развитых странах мира технология сжигания твёрдых топлив в котлах КС начала широко применяться более 30 лет назад. 10 лет назад данная технология использовалась на 605 ТЭС (58025 МВт). 51 % установок приходилось на котлы с ЦКС (86,4 % по установленной мощности). В Европе размещалось 275 котлов: 104 в Финляндии, 81 – в Швеции, 46- в Германии, 155 - в США, 28 – в Японии, 25 - в Китае. 41 % установок использовали технологию КС (23 % по мощности). Наиболее крупные котлы КС эксплуатируются в Японии (тепловая мощность оборудования достигает 800 - 840 МВт). Крупнейший котёл с ЦКС паропроизводительностью 720 т/ч был пущен во Франции. 

Начало промышленной эксплуатации крупнейшего в мире котла с ЦКС на ТЭС Lagisza (Польша) мощностью 460 МВт планируется на 2009 г. 

Применение технологии газификации углей. 

В России технология газификации углей в промышленном масштабе не освоена. Разработка технологии в России сдерживается наличием в стране больших запасов газообразного топлива, повышенной стоимостью.

С учётом развития экономики, строительства новых угольных ТЭС широкое промышленное внедрение ПГУ с газификацией угля по мнению автора статьи может быть востребовано не ранее 2030 г. 

В развитых странах мира введено в эксплуатацию свыше 10 ПГУ мощностью до 500 МВт с газификацией нефтяных остатков и угля (КПД 40-45 %). ПГУ с газификацией угля будут конкурировать с перспективными энергоблоками на основе факельного сжигания топлива, имеющими КПД 45-48 %. 

Для использования на ТЭС рассматриваются: ПГУ с газификацией угля, паровой конверсией СО с получением водорода и выделением СО 2 из синтез-газа; энергоблок со сжиганием топлива в среде кислорода и СО 2. При этом, удельная стоимость ТЭС может увеличиться на 10-80 % , удельный расход тепла – на 10-35 %, а стоимость электроэнергии – на 30-100 %. 

Применение энергетических котельных установок. 

Установленная мощность ТЭС на угле в странах мира составляет 1000 ГВт (ТЭС, в основном, пылеугольные). Наиболее эффективным способом сжигания углей в энергетических котлах на годы вперёд останется факельное сжигание по самым экологически чистым схемам, называемым сжиганием в восстановительной атмосфере (СВА), ступенчатым подводом воздуха (нестехиометрическим сжиганием). 

На фоне возможных схем СВА в рамках самых жёстких норм ЕС на выбросы все схемы двух - трёхстадийного сжигания твёрдого топлива, котлы с КС, ЦКС и ВИР- технологиями представляются неконкурентоспособными.

Международная деятельность в области экологически чистых технологий использования угля показана в одноимённой статье [16].

Угольные ТЭС ещё долго будут востребованы. Вместе с тем, ужесточающиеся требования по экологии привели к необходимости создания ТЭС с выбросами, близким к нулевым. 

В России эксплуатируются КЭС с энергоблоками мощностью 150-1200 МВт (паропроизводительность котлов составляет 450-2650 т/ч) и ТЭЦ с оборудованием с поперечными связями. Оборудование ТЭС мощностью до 250 МВт эксплуатируется на давлении острого пара 14 МПа, мощностью 250 МВт и более – на давлении 24,0 МПа. Температура перегретого пара составляет преимущественно 540/540 ОС. 

Надёжность эксплуатируемого на ТЭС оборудования достаточно высока [5]. 

Для работающих на угле котлов ТЭС характерны значения механического недожога – 0,5 % (бурые угли); 1,0-1,5 % (каменные угли); до 4,0 % (низкореакционные тощие угли и антрацитовый штыб), сжигаемые с жидким шлакоудалением, и КПД на уровне 88-92 %. Освоены топочные методы подавления оксидов азота NO X при сжигании бурых и каменных углей, технология СНКВ и высокоэффективная аммично-сульфатная технология сероочистки (сорбент – аммиак, побочный продукт – товарный сульфат аммония, являющийся ценным минеральным удобрением). 

Мероприятия по повышению эффективности энергоблоков за счёт совершенствования тепловой схемы ТЭС позволят снизить удельные расходы тепла на 1-3 %; за счёт совершенствования котельной установки и паровой турбины – на 3-5 %; за счёт совершенствования вспомогательного оборудования удельный расход тепла может быть снижен на 2,5-3,0 %. 

Целесообразно создание угольных энергоблоков мощностью 800-1000 МВт с эффективными схемами безопасного факельного сжигания и самыми эффективными системами мокро-известняковой сероочистки дымовых газов (СМИС) и линиями коммерческого производства гипса из отходов СМИС, с перспективой продажи 100 % золы уноса и шлака. Применение технологии СВА на газомазутных котлах ТЭС Урала в течение 20 лет обеспечивает самые низкие выбросы NO X в режимах без газовой рециркуляции и без недожога с рекордно низкими избытками воздуха [10]. 

Обязательства Российской Федерации обеспечить поставку природного газа в страны ЕС предопределяют деверсификацию топливного баланса в электроэнергетике страны. Переход на сжигание увеличенных объёмов твёрдого топлива в топках энергетических котлов ТЭС сдерживается сложившимся соотношением цен на органическое топливо. В ближайшие годы в стране намечен опережающий рост цен на природный газ.
В развитых странах мира в энергетических котлах используется преимущественно факельное сжигание угольной пыли с твёрдым и реже с жидким шлакоудалением. Полнота сгорания топлива достигается использованием специальных горелок и методов сжигания. Для достижения природоохранных норм используются технологии СКВ и СНКВ (удельные затраты на внедрение СКВ на порядок выше, чем на внедрение СНКВ). Частицы золы улавливаются в электрофильтрах и рукавных фильтрах с эффективностью 99,5 % и выше. Освоенные технологии позволяют связывать 95-99 % SO 2, содержащихся в дымовых газах котлов при сжигании сернистых топлив. Широко распространены технологии промывки дымовых газов в скрубберах раствором природного известняка или извести с получением в качестве побочного продукта товарного гипса. Предпринимаются меры по повышению параметров пара.

Опыт внедрения СВА на мощных топках котлов (Германия, США) гарантирует концентрацию NO X в дымовых газах ниже 125-200 мг/нм 3 при сумме q 3+ q 4 не выше, чем 1-2 % (это в несколько раз ниже, чем в топках котлов с ЦКС), а затраты на собственные нужды схем СВА также много ниже, чем у топок котлов с ЦКС. 

На ряде угольных энергоблоков в странах ЕС подобные схемы СВА обеспечили отказ от селективного каталитического восстановления (СКВ) оксидов азота NO X, удорожающего ТЭС на 14-16 %. Если дополнить технологию СВА установкой СКВ, то по данным инженеров США, вполне можно снизить содержание NO X в газах за мощными угольными котлами ниже уровня выбросов NO X лучших ПГУ на природном газе (ниже значений 15-25 мг/нм 3). Это на 2-3 порядка ниже концентраций NO X, достигнутых на лучших отечественных котлах на угле. При этом, на ряде котлов в США снижены концентрации СО до 50-100 мг/нм 3. В мире нет пока ни одной другой коммерчески оправданной технологии сжигания углей, позволившей достичь такого уровня экономичности и экологической безопасности в рамках обычных капиталовложений в строительство новых ТЭС.

Известно, что любые топочные методы подавления NO X при факельном сжигании всегда в 10-20 раз дешевле внедрения СКВ. Поэтому, ряд фирм ЕС отказались от установок СКВ. Но внедрение СВА требует изменить и сами камерные топки котлов под специальные горелки экологически чистого сжигания. 

Применение паровых турбин. 

Опыт электроэнергетики России. 

На ТЭС Холдинга РАО «ЕЭС России» эксплуатируется ~ 1550 паровых турбин. В 80-х годах минувшего века ПТУ, изготовленные на предприятиях СССР, по единичной мощности и параметрам острого пара занимали передовые позиции в мировом паротурбостроении. В настоящее время энергоблоки, работающие на угле, имеют средний КПД 36 %, работающие на природном газе – 38 % (КПД лучших образцов ~ 40 %). 

Стоимость энергооборудования существенно ниже стоимости оборудования инофирм. 

Создание за пределами 2012 г. энергоблоков мощностью 300-500 МВт на суперкритические параметры пара (на давление 28,5-30,0 МПа и температуру 580/580 ОС и 600/600 ОС и более) позволит достичь КПД на уровне 45-46 %. 

В последние 15 лет достигнуты успехи в аэродинамическом профилировании проточных частей турбин. Так, в 2005 - 2008 гг. на филиале «Конаковская ГРЭС» ОАО «ОГК-4» впервые в России на цилиндрах высокого давления трёх турбин К-300-23,5 (ЛМЗ) (ст. №№ 2, 1, 4) активное облопачивание заменено на реактивное, а в 2004 г. при модернизации ЦНД турбины К-300-23,5 (ст. № 4) произведена замена проточной части на новую с цельнокованым ротором и направляющими лопатками с тангенциальным навалом (при этом использован существующий наружный корпус цилиндра турбины). Особенности выполненной на электростанции модернизации трёх турбин К-300-23,5 показаны в работе [4]. 

Надёжность эксплуатации основного оборудования ТЭС не уступает показателям лучшей зарубежной техники [5,3]. 

До 20-25% инцидентов на ТЭС России связаны с нарушениями в системе маслоснабжения и качества турбинного масла. Достоинства и недостатки применяемых в электроэнергетике способов очистки маслосистем турбоагрегатов ТЭС показаны в работе [8].