CC BY
101
DOI: 10.18721/ JEST.230104 УДК 621
Ю.К. Петреня, В.В. Глухов, С.А. Иванов
ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАЗДЕЛЬНЫХ И СОВМЕЩЕННЫХ ЦИЛИНДРОВ ПАРОВЫХ ТУРБИН НА ОСНОВЕ КОНКУРЕНТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК
Сформулирован метод DfC проектирования для конкуренции (Design for Competition) с использованием критериев привлекательности на рынке энергооборудования. Отмечено, что метод DfC — более общий по сравнению с традиционно применяемым изготовителями оборудования методом DtC проектирования по стоимости (Design to Cost). Рассмотрено применение метода DfC и критериев привлекательности при проектировании паровых турбин с раздельными и совмещенными цилиндрами высокого и среднего давления. Показано, что с переходом параметров в область суперсверхкритических (ССКП) и выше для единичной мощности более 600 МВт (с учетом имеющихся технических ограничений) целесообразно применять конструктивные схемы турбин с совмещенными цилиндрами.
ПРОЕКТИРОВАНИЕ; ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ; ЦИЛИНДР; ПРОТОЧНАЯ ЧАСТЬ; КОНСТРУКТИВНАЯ СХЕМА; ССКП; КОНКУРЕНЦИЯ; ЭНЕРГЕТИКА.
Ссылка при цитировании:
Ю.К. Петреня, В.В. Глухов, С.А. Иванов. Проектирование конструкции раздельных и совмещенных цилиндров паровых турбин на основе конкурентных характеристик // Научно-технические ведомости СПбГПУ. 2017. Т. 23. № 1. С. .36-47. DOI: 10.18721/ JEST.230104
Yu.K. Petrenya, V.V. Glukhov, S.A. Ivanov
DESIGN OF CONSTRUCTIONS OF SEPARATE/COMBINED STEAM TURBINE CYLINDERS BASED ON COMPETITION-ORIENTED PARAMETERS
A design for competition (DfC) method using the attractiveness criteria has been proposed for the power equipment market. It is noted that the method is more general compared with the DtC (Design to Cost) method traditionally used by OEMs. The application of DfC with the attractiveness criteria for design of steam turbines with separate and combined high and medium pressure cylinders is presented. It is shown that it is expedient to use structural schemes of turbines with combined cylinders with the parameters increasing to reach and exceed the supercritical region values for a unit capacity of 600 MW (including the existing technical limitations).
DESIGNING; STEAM TURBINES; CYLINDER; PATH FLOW; CONSTRUCTIVE LAY-OUT; USC; COMPETITION; ENERGY; POWER CAPACITY.
Citation:
Yu.K. Petrenya, V.V. Glukhov, S.A. Ivanov, Design ofconstructions of separate/combined steam turbine cylinders based on competition-oriented parameters, St. Petersburg polytechnic university journal of engineering sciences and technology, 23 (1) (2017) 36-47, DOI: 10.18721/ JEST.230104
В последние десятилетия произошли принципиальные изменения рынков энергетики и энергомашиностроения: обострилась конкуренция, ускорился процесс развития, основной ввод новых энергетических мощностей сместил-
ся в азиатский регион, произошел существенный рост производственного потенциала энергомашиностроения.
Сложилась ситуация, которой никогда не было в прошлом: мощности по производству
энергооборудования значительно (до полутора раз) превышают потребность рынка. Таким образом, рынок изготовителей энергетического оборудования из рынка продавца перешел в рынок покупателя, что оказывает влияние на критерии привлекательности, важные для разработчиков и изготовителей энергооборудования. Если в прошлом основными показателями были, в первую очередь, мощность и эффективность при некотором ограничении уровня стоимости, то в настоящее время фактически происходит переход к более сложным, комбинированным показателям [1—5].
В данной работе предложен подход к определению таких показателей на примере паровых турбин сверхкритических (СКП) и суперсверх-критических (ССКП) параметров пара и показано их влияние на выбор метода проектирования, компоновку турбины и конструкцию цилиндров.
О критериях привлекательности энергооборудования для покупателя
Наиболее общим и адекватным критерием привлекательности энергооборудования с точки зрения покупателя следует считать величину интегральной прибыли П (сотреИИуепе88 from rastomer point of view), которую он получает за период владения оборудованием. Ее величина будет зависеть от мощности и эффективности, стоимости энергооборудования, капитальных затрат, затрат на эксплуатацию и ремонт и других величин, которые, в свою очередь, существенно взаимосвязаны между собой. Некоторые варианты таких зависимостей будут даны в статье дальше применительно к паровым турбинам.
Ниже приведены выражения для оценки экономического эффекта, получаемого владельцем оборудования за определенный срок службы (расчетный ресурс, назначенный ресурс или полный ресурс). Для электростанции доходная часть определяется объемом электроэнергии (или электроэнергии и тепла) и эффективностью ее выработки, в то время как расходная часть объединяет капитальные (включая стоимость оборудования) и эксплуатационные затраты.
П (Т) = (Ц- С)Р (Т— t) — К1 - К2,
где Ц — цена энергоресурса; С — себестоимость энергоресурса; Р — производительность энер-
гооборудования в единицу времени; Т — проектный ресурс времени; I— время профилактики и ремонта; К и К2 — капитальные затраты в начальный период и в процессе эксплуатации. Все параметры, входящие в расчетную формулу, зависят от конструктивных параметров энергооборудования — х. Задача покупателя — приобрести оборудование с параметрами х, обеспечивающими максимум П (хг).
Объем вырабатываемых энергоресурсов (электроэнергия, пар, тепло) коррелирует с мощностью энергооборудования, ресурсом его эксплуатации, оперативностью проведения ремонтных работ и другими параметрами. При оценке срока возврата инвестиций
Г= (К! — К) / (Ц — С) Р То,
где Т0 — расчетный годовой ресурс рабочего времени; как правило, рассматривается расчетный (проектный) ресурс, хотя при реализации мероприятий по продлению срока службы фактический срок эксплуатации может значительно превышать проектный ресурс.
На практике подход, основанный на максимизации прибыли от владения энергооборудованием, может дополняться другими факторами, например специальными требованиями к условиям финансирования проекта, к срокам поставки оборудования, удобству ремонта оборудования и т. п. Величина ожидаемой прибыли от владения оборудованием позволяет выполнить ранжирование поставщиков оборудования и получить важные оценки возврата инвестиций, будущего потока прибыли и срока окупаемости инвестиций.
О критериях привлекательности энергооборудования для поставщика
Можно уверенно полагать, что критерий привлекательности с точки зрения поставщика оборудования должен отличаться от аналогичного критерия с позиции покупателя. При анализе своей конкурентоспособности (в рамках конкретного энергооборудования) поставщик оперирует фактически тремя показателями: вероятностью выигрыша тендера а; величиной своей прибыли Р; необходимыми дополнительными затратами М и возможными потерями Ь в случае проигрыша тендера.
Поставщик оценивает привлекательность оборудования при выпуске на своих предприятиях
по соотношению этих величин и аналогичных или у конкурента:
а0 меньше или больше а^
P0 меньше или больше P1?
М0 меньше или больше М1?
Щ = (NHP + NIP + NLp)tce -
(1 — nnetto)Fc/ CHP— CIP - CLP '
- С - P -
^capex * s •••'
(4)
Ь0 меньше или больше (1)
Можно выразить коэффициент к привлекательности оборудования для поставщика в следующем виде:
к = Ьха + Ь2Р + ЪъЫ + ЬАЬ, (2)
где Ьi — коэффициенты значимости.
Очевидно, что существует связь между коэффициентами привлекательности энергооборудования для покупателя и для поставщика, так как вероятность выигрыша тендера является функцией от к, т. е. зависит от прибыли П(7) покупателя.
О критериях оптимального проектирования паровых турбин
Паровые турбины относятся к основному оборудованию тепловых электростанций. Капитальные и эксплуатационные затраты для них в первую очередь связаны с массогабаритными характеристиками и тепловой схемой турбины, что в свою очередь зависит от количества и компоновки цилиндров высокого, среднего и низкого давлений.
При одинаковой тепловой схеме паровой турбины экономический результат для владельца оборудования будет в основном определяться мощностью и эффективностью использования турбины.
В качестве примера выбора конструктивного решения при оптимизации привлекательности оборудования рассмотрим сравнение конструкции для вариантов раздельных или совмещенных цилиндров высокого (ЦВД) и среднего (ЦСД) давления паровой турбины.
Показатель прибыли П1 в случае раздельных цилиндров высокого и среднего давления определяется следующим образом:
П1 = №Нр + К1р + Кьр)гсе — или
— (1— Лпейо)^/- СНР — С1Р — С1Р —
где Кх — мощность, МВт; НР и 1Р, Н1Р и LP — соответственно цилиндры высокого и среднего давления, совмещенные цилиндры высокого и среднего давления и цилиндр низкого давления; г|пеио — КПД нетто, определяемый как Ппейо = ПЛ1о88; Л1о88 — суммарные потери выработки электроэнергии на станции; п — КПД турбины; ? — проектный ресурс, тыс. час.; Р — топливо (в тоннах условного топлива); се, с^ — средневзвешенные за период эксплуатации стоимости соответственно электроэнергии и топлива; Сх — стоимость цилиндра; Ссарех — капитальные затраты (пропорциональные площади, объему, весу) — на фундамент и т. п., дают дополнительный экономический эффект при совмещенных цилиндрах на стадии обоснования возврата инвестиций; Р5 — прибыль поставщика оборудования.
При проектировании раздельных цилиндров высокого и среднего давления в качестве функции оптимизации в первом приближении может рассматриваться
тах П1 = /(ЛНр, Мр п, С№ С1Р) = = (ЛНр + Щр)Ке-
— (1— пНР + 1р)Рс/— СНР СР (5)
или
max П = (NHP + NIP)tce -
- (-Пнр + ip)FCf- «1 (nhp + nip) -
- Pi Пнр + iP' (6)
где a1, в1 — коэффициенты.
Прибыль заказчика при совмещенных цилиндрах
П2 = (nhip + NLp)tCe-
— (1— nnetto) FC/ CHIP — CLP —
- С — P —
capex s
(7)
- С — P —
^capex * s
П2 = NHIPtce - (1— nHIP)Fcf— - CHIP — CLP + NLPtce — Ccapex — Ps . (8)
При проектировании совмещенного цилиндра высокого и среднего давления (ЦВСД) в качестве функции оптимизации может рассматриваться
max (П2) = NHIptce - (1- nHIp)Fcf- CHIP =
=f ^нт Пн^ СHIP), (9)
или
max (П2) = a2 Nmp + P2 Пн1Р -
- chianhip, nнIP), (10)
где a2, в2 — коэффициенты.
Фактически поиск максимумов функций (5), (6), (9), (10) в первом приближении определяет оптимальный метод проектирования и выбора конструкции.
Выбор конструкции цилиндров зависит от технических требований, в первую очередь — от уровня мощности и эффективности, а также ряда других факторов, к которым относятся параметры пара, выбор типа облопачивания (активное, реактивное), наличие или отсутствие внутреннего цилиндра, выбор технологии изготовления (литье, поковки), величина коэффициентов запаса прочности и др. Оптимальное проектирование в этом случае фактически сводится к решению оптимизационной задачи, целевыми функциями которой служат мощность и эффективность, а варьируемыми параметрами, имеющими ограниченные интервалы изменения, — стоимость и другие из вышеуказанных факторов.
Выбор между раздельными и совмещенным цилиндрами проводится из сравнения max П1 и max П2.
Получение указанных функций аналитическим путем затруднено. Поэтому целесообразно исследовать наличие корреляционных зависимостей между техническими параметрами и экономическими показателями на примере проектов цилиндров паровых турбин.
Ниже представлены результаты исследования корреляции между техническими (эффективность, мощность, параметры пара) и экономическими (себестоимость, капитальные вложения) параметрами для цилиндров высокого давления, среднего давления и совмещенного цилиндра высокого и среднего давления (ЦВСД) паровых турбин.
Методика оценки
Удельная себестоимость проектирования и изготовления турбины обратно пропорциональна ее мощности. Эта качественная оценка может быть применена как к турбине в целом, так и к отдельным цилиндрам. Однако при этом не рассматривается такая существенная величина, как экономичность. Конструкция и экономичность ЦНД в основном зависят от давления в конденсаторе и выбора последней ступени. Конструкция и экономичность ЦВД и ЦСД определяется комплексом параметров: начальными параметрами пара; типом облопачивания; совмещенными или раздельными проточными частями; типом применяемых уплотнений; типом парораспределения и др. [6—10]. При этом для корректного сравнения различных вариантов исполнения проточных частей должно обеспечиваться условие одинакового качества профилирования лопаточного аппарата.
Для оценки влияния экономичности проточной части (КПД цилиндра) на себестоимость при разработке новых турбин можно использовать базу статистических данных по ранее изготовленным турбинам.
Оценка себестоимости выполнена для турбин с параметрами пара ДКП (докритические параметры), СКП, ССКП. Перечень турбин с указанием начальных параметров пара приведен в табл. 1.
Для упрощения задачи расчета себестоимости отдельного цилиндра принято, что основное влияние оказывают такие конструктивные узлы как облопаченный ротор и наружный цилиндр.
Вводится понятие «условной стоимости» Сусл, руб./кг, представляющей собой отношение себестоимости цилиндра к его массе:
СусЛ = (МрЛСрЛ + МрСр + МцСц) /
/ (Мрл + Мр + Мц), (11)
где Мрл, Срл — чистая масса, кг, и себестоимость, руб./кг, соответствующего материала рабочих лопаток; Мр, Ср — чистая масса и себестоимость соответствующего материала ротора; Мц, Сц — чистая масса и себестоимость соответствующего материала наружного цилиндра. Здесь и далее величины себестоимости и стоимости в рублевом выражении не являются реальными на текущий момент времени; они используется для сравнительных оценок.
Таблица 1
Типы и параметры пара паровых турбин
Наименование Р0, МПа T °с 1 пп' Схема турбины
Турбины на докритические параметры пара
К - 100-8,8 8,8 535 - ЦВД + ЦНД
К- 200-130 12,8 540 540 ЦВД + ЦСД + ЦНД
К- 225-12,8-3 12,8 540 540 ЦВД + ЦСД + ЦНД
К- 225-12,8-3Р 12,8 560 560 ЦВД + ЦСД + ЦНД
Турбины на сверхкритические параметры пара
К - 300-240 23,5 540 540 ЦВД + ЦСНД + ЦНД
К - 330-240-6МР 23,5 540 540 ЦВД + ЦСНД + ЦНД
К - 330-240 23,5 540 540 ЦВД + ЦСНД + ЦНД
К - 500-240-4 23,5 540 540 ЦВД + ЦСД + 2ХЦНД
К - 660-247 24,2 537 565 ЦВД + ЦСД + 2ХЦНД
К - 800-240-5 23,5 540 540 ЦВД + ЦСД + 3ХЦНД
К - 1200-240-3 23,5 540 540 ЦВД + ЦСД + 3ХЦНД
Турбины на суперсверхкритические параметры пара
К - 660-270 26,5 610 610 ЦВСД + ЦНД
Для определения условной себестоимости в расчете приняты следующие данные по основным конструкционным материалам для изготовления лопаточного аппарата, наружных цилиндров и роторов:
Материал Область применения
ЭИ680/ЭП291............Лопаточный аппарат
18Х11МНФБ-Ш.........Лопаточный аппарат
15Х11МФ-Ш..............Лопаточный аппарат
20Х13-Ш.....................Лопаточный аппарат
15Х1М1ФЛ.................Наружные цилиндры
Сталь 25Л...................Наружные цилиндры
Р2МА..........................Роторы
Х10СгМоШЬ9-1.......Роторы
На графиках (рис. 1) представлен факторный анализ влияния на себестоимость выбранных узлов по указанной методике для раздельных цилиндров ЦВД, ЦСД.
Наибольшее влияние имеет себестоимость наружных цилиндров. Себестоимость роторов и лопаток оказывают почти равное влияние. Такая пропорция также справедлива и для ЦСД. Исключением является совмещенный цилиндр
ЦВСД турбины К-660 ССКП: практически равное влияние на себестоимость оказывают себестоимости наружного цилиндра и ротора (соответственно 0,45 и 0,39 от общей себестоимости), тогда как себестоимость лопаток оказывает значительно меньшее влияние (0,16).
Зависимость условной стоимости ЦВД от мощности (рис. 2). При рассмотрении зависимости Сусл = /(^цвд) выделяются две линии:
для турбин классического дизайна зависимость имеет практически линейную форму в диапазоне турбин от К-200 ДКП до К-1200 СКП (как правило, доля мощности ЦВД составляет порядка 30 % от мощности турбины);
для турбин нового поколения такая пропорция мощности сохраняется, но при этом условная стоимость ЦВД увеличивается. Это обусловлено необходимостью повышения экономичности за счет перехода на реактивное облопачивание, ужесточение цилиндра и, соответственно, увеличение его массы. Значения условной стоимости находятся в диапазоне 600—720 руб./кг.
Зависимость для ЦСД имеет подобный характер: СусЛ = /(^сд) (рис. 3). Доля мощности ЦСД составляет порядка 50 % от мощности турбины.
а)
Стоимость, руб.
б)
Стоимость, руб.
1,0
1,0
0,8
0,6 0,82 0,77 0.72 0,76 0,70 <°,71 0,70 0,73 0,78
0,4
0,2
0,1» ■0,1Ж0,15Н
¡0,07 Д 0,091
К-200 К-225 К-225 К-300 К-330 К-500 К-660-247 К-800 К-1200
0,8
0,6
0,4
0,2
0,49
0,46
0,61
0,54
0,57
0,27 |0,17
0,63 0,65 0,59 0,59
К-200 К-225 К-225 К-300 К-330 К-660-247 К-500 К-
0,26 ■ 0,22 ■ 0,21 ■ 0,2Л 0,27
К-1200
Рис. 1. Факторный анализ условной себестоимости ЦВД (а) и ЦСД (б): Щ — с/с РЛ; — с/с ротор; — с/с цилиндр
0
0
Условная стоимость ЦВД,
МВт
Рис. 2. Зависимость условной стоимости ЦВД от мощности:
♦ — старые; ■ — новые;--линейная (старые);-----------линейная (новые)
Условная стоимость ЦСД,
МВт
Рис. 3. Зависимость условной стоимости ЦСД от мощности:
♦ — старые; ■ — новые;--линейная (старые);-----------линейная (новые)
Учитывая схожее конструктивное исполнение ЦСД турбин классического и нового дизайна, абсолютные значения мощности близки. При этом значения условной стоимости находятся в диапазоне 280-700 руб./кг.
Если суммировать значения мощности ЦВД и ЦСД и построить зависимость Сусл = /^цвд + + ^сд) (рис. 4), то можно выделить следующие характерные диапазоны для разных параметров пара:
для турбин СКП диапазон мощности, вырабатываемой частями ВД и СД, — от 230 до 850 МВт (при этом условная стоимость прямо пропорциональна мощности и находится в диапазоне 360-680 руб./кг.);
для ЦВСД турбин ССКП мощностью 370 МВт условная стоимость составляет 913 руб./кг. Условная стоимость ЦВСД турбины СКП той же мощности составляет 655 руб./кг., т. е. при повышении параметров СКП до уровня ССКП условная стоимость повышается на 39 %. При построении аппроксимирующей прямой относительно турбин параметров СКП для турбин параметров ССКП на основе данных К-660 ССКП, условная стоимость прямо пропорциональна мощности и находится в диапазоне 800-1200 руб./кг.
Зависимость КПД (ЦВД + ЦСД) от мощности
(рис. 5). Для возможности сравнения КПД проточной части совмещенного ЦВСД с КПД проточных частей раздельных цилиндров ЦВД и ЦСД можно применить средневзвешенный КПД проточных частей (КПДср, %), представляющий собой отношение
КПДср = (КПДвд ■ ^ + КПДсд ■ ЖСд) /
/ (^д + #сд), (12)
где КПДвд, — внутренний относительный КПД проточной части и мощность ЦВД; КПДсд, — внутренний относительный КПД проточной части и мощность ЦСД .
В рассматриваемой зависимости КПДср = = /(^вд + цсд), построенной в относительных величинах мощности, имеют место две области: КПД турбин мощностью 200-1200 МВт «старого» дизайна находится в диапазоне 87,588,3%;
КПД турбин мощностью 225-660 МВт нового дизайна находится в диапазоне 89,590,8%.
Отдельно показан КПДср турбины ССКП с КПД 90,5%.
370
913,08 К-660 ССКП у= : 0,4549* + 374,18 И2 = 0,5239
370 654,89 К-660 СКП 400 630,78 • К-500 490 695,89 К-660-247 640 644,08 835 682,41 К-1200
К-800
245
238 367,43 К-300 407,62 К-330
800,00
150
у = 0,4549* + 374,18 И2 = 0,5239
0,44 90,5 0,59 90,76 К-660-247
0,20 90,15 К-225 0,29 ________■ ■ 0,44 90,1 у = 1,4596* + 89,724 И2 = 0,6055
0,08 89,9 К-100 0,20 89,51 90,10 К-330 К-660 СКП
К-225 акт.
К-200 0,29
87,56 К-300
640 644,08 К-800
835 682,41 К-1200
250
350
450
550
650
750
850
Мощность (ЦВД+ЦСД), МВт
Рис. 4. Зависимость условной стоимости (ЦВД + ЦСД) от мощности: — СКП; а — ССКП; - — линейная (СКП); ----------— линейная (ССКП прогноз)
КПД средний (ЦВД+ЦСД), %
90,50
90,00
89,50
89,00
87,50
87,00
0,08 89,9 К-100
0,44 90,5
0,20 90,15 К-225 реакт.
-Ж-
0,59 90,76 К-660-247
0,20 89,51 К-225 акт.
0,29 90,10 К-330
0,44 90,1
у = 1,4596* + 89,724 И2 = 0,6055
К-660 СКП
0,29 87,56
К-300
0,20
0,40
0,60
0,
1,00
Относительная мощность (ЦВД+ЦСД)
Рис. 5. Зависимость среднего КПД (ЦВД + ЦСД) от относительной мощности: ♦ - старые; а - К-100; ■ - новые; * - К-660 ССКП; — линейная (старые); ----------------линейная (новые);-----------линейная (прогноз ССКП)
п
На графике КПДср = Д^вд + цОД) наглядно виден переход по КПД (ЦВД + ЦСД) между классическим и современным уровнем паровых турбин. Линии, построенные аппроксимацией значений КПД соответствующих областей, расположены практически параллельно друг другу. Такой переход можно объяснить повышением уровня КПД за счет совершенствования проектирования лопаточного аппарата. Для проточных частей нового дизайна, спроектированных по одним критериям, но на повышенные параметры пара (ССКП), при той же относительной мощности повышение КПДср составляет 0,4 %.
Дальнейшее повышение КПД проточных частей ЦВД и ЦСД и осуществление перехода к новому уровню паровых турбин должны быть осуществлены за счет следующего:
повышения начальных параметров пара с одновременным освоением новых жаропрочных сплавов и разработкой систем охлаждения высокотемпературных узлов турбины;
разработки новых методов профилирования и внедрения новых высокоэкономичных профилей направляющих и рабочих лопаток;
совершенствования тепловых схем турбоу-становки, систематизации потерь и поиска путей их снижения.
Таким образом, можно найти корреляцию между техническими и экономическими показателями. Для турбин СКП (на примере К-300 и К-330) — относительное повышение КПД на
2,9 % соответствует относительному повышению Сусл на 10,94 %. При переходе от СКП к ССКП для турбин мощностью 660 МВт относительное повышение КПДср составляет 0,44 % при относительном повышении Сусл на 39,4 %.
При совмещении проточных частей ВД и СД в ЦВСД КПДср уменьшается на 0,73 % при относительном снижении Сусл как минимум на 5,9 %. Минимальный уровень оценки обусловлен применением метода консервативной оценки с ограниченным объемом узлов, влияющих на стоимость изделия. Если учитывать в изменении стоимости другие узлы (такие, как внутренние цилиндры, подшипники, диафрагмы, обоймы диафрагм), разница в Сусл турбины с раздельными и совмещенными ЦВД и ЦСД достигнет величины 8—10 %. Используя на стадии подготовки ТКП аппроксимационные линии, построенные для турбин определенной мощности с раздельными ЦВД и ЦСД и для совмещенного ЦВСД, можно определить конструкцию турбины исходя из условия максимального КПД либо из минимальной стоимости.
Как следует из сравнения по условной себестоимости, выигрыш от совмещения ЦВД и ЦСД для турбин СКП составляет величину порядка 6 %, что указывает на некоторый положительный эффект от этого технического решения. Однако для корректного решения задачи о выборе общей концепции турбины необходимо учитывать увеличение стоимости ЦНД при переходе от раздельных ЦВД и ЦСД к совмещенному ЦВСД.
Таблица 2
Сравнение технико-экономических показателей турбины СКП мощностью 660 МВт с раздельными и совмещенными частями ВД и СД
Вариант конструкции Мощность, МВт Средневзвешенный КПД проточной части, % Себестоимость, % Мощность ЦНД, МВт КПД ЦНД (сухой), % Стоимость ЦНД, %
без учета ЦНД с учетом ЦНД
ЦВД + ЦСД 490 90,76 90,2 106,26 170 89,2 90-150
ЦВСД 370 90,1 89,9 100,00 290 89,6 100
Разница между вариантами 120 0,66 0,3 6,26 120 0,4 (+ 10)—(—50)
Рис. 6. Трехцилиндровая (ЦВД, ЦСД, ЦНД) (а) идвухцилиндровая (ЦВСД + ЦНД) (б) турбины мощностью 660 МВт разработки ОАО «Силовые машины»
Исходя из технически обоснованного уровня разделительного давления перед ЦНД стоимость одного ЦНД (принята по табл. 2 за 100 %) может быть несколько больше стоимости ЦНД в компоновке турбины по схеме ЦВД + ЦСД + ЦНД, но значительно меньше в компоновке турбины по схеме ЦВД + ЦСД + 2 ЦНД.
При том, что распределение веса турбины между (ЦВД + ЦСД) и ЦНД находится примерно в соотношении порядка 40 : 60, стоимость этих цилиндров обратно пропорциональна весу. В силу необходимости применять более дорогие марки сталей при проектировании высокотемпературных узлов ВД и СД в блоках ССКП актуальность снижения стоимости оборудования за счет совмещения частей ВД и СД только возрастает.
В качестве примера применения совмещенных цилиндров ЦВСД можно привести данные по турбине ССКП мощностью 600 МВт фирмы MHI (Mitsubishi Heavy Industry), которая была установлена на ТЭС «Hirono № 5», Япония, и находится в эксплуатации с 2004 года. Турбина рассчитана на работу с параметрами пара 24,6 МПа/600/600 °С. Турбина представляет собой двухцилиндровый агрегат в компоновке ЦВСД + ЦНД. Этот блок интересен тем, что в нем впервые фирма MHI на основе своего опыта разработок и эксплуатации турбин ССКП
с раздельными цилиндрами применила для них совмещенный ЦВСД. С целью минимизации массогабаритных характеристик турбины был специально разработан ЦНД с лопаткой последней ступени 48 дюймов (3000 об./мин.) на повышенный массовый расход пара. Практика одной из ведущих мировых турбиностроитель-ных фирм подтвердила целесообразность и техническую возможность создания турбин на ССКП мощностью порядка 600 МВт с совмещенным ЦВСД.
Выводы
Предложенный метод DfC проектирования для конкуренции (Design for Competition) является более общим по сравнению с традиционно применяемым изготовителями оборудования методом DtC проектирования по стоимости (Design to Cost).
Конструирование энергооборудования тесно связано с решением оптимизационной задачи, учитывающей технические требования и критерии привлекательности для изготовителя (поставщик) и заказчика (потребитель) энергооборудования, а также принципиальное различие основ этих критериев.
Корреляционные зависимости между техническими параметрами и экономическими
показателями паровых турбин, построенные на базе статистических данных изготовителя оборудования, могут применяться в задаче оптимизации, если затруднено получение соответствующих аналитических зависимостей. Использование критериев привлекательности с точки зрения заказчика и поставщика демонстрирует, что целесообразность перехода от конструктивной схемы турбины с раздельными цилиндрами высокого и среднего давления к схеме с совмещенным цилиндром возрастает при увеличении параметров и мощности с учетом имеющихся технических ограничений.
Для паровых турбин класса мощности 600 МВт при переходе к суперсвехкритическим параметрам и дальнейшем их повышении применять совмещенный цилиндр высокого и среднего давления предпочтительнее, чем схему с раздельными цилиндрами.
Критерии привлекательности, которые различаются для поставщика (сошре1Шуепе88 from supplier point ofview) и заказчика (сошрейЙуепе88 from сustomer point ofview), и их согласование — один из главных факторов, который влияет не только на рынок, но и на конструкцию и технические параметры энергооборудования.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. World Energy Outlook Special Report 2015: Energy and Climate Change — Executive Summary // IEA PUBLICATIONS. Paris: Printed in France by IEA. June 2015.
2. Michael E. Porter, Klaus Schwab. The Global Competitiveness Report // World Economic Forum. Geneva, Switzerland. 2008. 513 р.
3. Саритх М. Конкурентоспособность: многоуровневый анализ. М., 2004.
4. Глухов В.В., Маринина Т.В., Коробко С.Б. Экономика знаний: Учебник. СПб.: Питер, 2003.
5. Глухов В.В., Некрасова Т. П. Экономика и менеджмент высоких технологий. СПб.: Изд-во СПбГТУ, 1999.
6. Петреня Ю.К. [и др.] Конструктивные особенности ЦВД и ЦСД с применением принудительного охлаждения для турбин на суперсверхкритические параметры пара // Теплоэнергетика. 2008. № 1. С. 32—36.
7. Авруцкий Г.Д., Савенкова И.А., Лазарев М.В., Акуленко В.В., Шварц А.Л., Иванов С.А. Разработка
технических решений по созданию турбоустановки для блока суперкритических параметров пара // Электрические станции. 2005. № 10. С. 36—40.
8. Лисянский А.С., Иванов С.А., Петреня Ю.К., Ранцев А.Ю. Современные паровые турбины для блоков на суперсверхкритические параметры пара //XI Научно-техническая конференция «Повышение эффективности, надежности, ресурса действующего и вновь создаваемого энергетического оборудования». НПО ЦКТИ. 11 октября 2012 г., Санкт-Петербург.
9. Иванов С.А., Цветков К.О. Паровая турбина мощностью 660 МВт на суперсверхкритические параметры пара // Электрические станции. 2015. № 2. С. 50-53.
10. Костюк А.Г., Грибин В.Г., Трухний А.Д. Концепция паровых турбин нового поколения для угольной энергетики России. Ч. 1. Экономическое и техническое обоснование концепции // Теплоэнергетика. 2010. № 12. С. 23-31.
СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ
ПЕТРЕНЯ Юрий Кириллович — доктор физико-математических наук член-корреспондент РАН, заместитель генерального директора — технический директор ПАО «Силовые машины». E-mail: Lavrova_ [email protected]
ГЛУХОВ Владимир Викторович — доктор экономических наук профессор, первый проректор Санкт-Петербургского политехнического университета Петра Великого. E-mail: [email protected] ИВАНОВ Сергей Алексеевич — заместитель главного конструктора паровых турбин СКБ «Турбина» ПАО «Силовые машины». E-mail: [email protected]
REFERENCES
1. World Energy Outlook Special Report 2015: Energy 2. Michael E. Porter, Klaus Schwab. The Global
and Climate Change — Executive Summary // IEA PUB- Competitiveness Report. World Economic Forum, Ge-LICATIONS. Paris,Printed in France by IEA. June 2015. neva, Switzerland 2008. 513 p.
3. Saritkh M. Konkurentosposobnost: mnogo-urovnevyy analiz. M., 2004. (rus.)
4. Glukhov V.V., Marinina T.V., Korobko S.B. Eko-nomika znaniy: Uchebnik. SPb.: Piter, 2003. (rus.)
5. Glukhov V.V., Nekrasova T.P. Ekonomika i menedzhment vysokikh tekhnologiy. SPb.: Izd-vo SPbGTU, 1999. (rus.)
6. Petrenya Yu.K. [i dr.] Konstruktivnyye osoben-nosti TsVD i TsSD s primeneniyem prinuditelnogo okhlazhdeniya dlya turbin na supersverkhkriticheskiye parametry para [Features of HPC and MPC with forced cooling turbine on supercritical steam parameters]. Tep-loenergetika. 2008. № 1. S. 32-36. (rus.)
7. Avrutskiy G.D., Savenkova I.A., Lazarev M.V., Akulenko V.V., Shvarts A.L., Ivanov S.A. Razrabotka tekhnicheskikh resheniy po sozdaniyu turboustanovki dlya bloka superkriticheskikh parametrov para [Development of technical solutions for the creation turbine unit for supercritical steam parameters]. Elektricheskiye stantsii. 2005. № 10. S. 35-40. (rus.)
8. Lisyanskiy A.S., Ivanov S.A., Petrenya Yu.K., Rant-
sev A.Yu. «Sovremennyye parovyye turbiny dlya blokov na supersverkhkriticheskiye parametry para» [Modern steam turbines for units on supercritical steam parameters]. XINauchno-tekhnicheskaya konferentsiya «Povysh-eniye effektivnosti, nadezhnosti, resursa deystvuyushchego i vnovsozdavayemogo energeticheskogo oborudovaniya». NPO TsKTI, 11 oktyabrya 2012 g. Sankt-Peterburg. (rus.)
9. Ivanov S.A., Tsvetkov K.O. Parovaya turbina moshchnostyu 660 MVt na supersverkhkriticheskiye parametry para [Steam turbine of 660 MW supercritical steam parameters]. Elektricheskiye stantsii. 2015. № 2. S. 50-53. (rus.)
10. Kostyuk A.G., Gribin V.G., Trukhniy A.D. Kont-septsiya parovykh turbin novogo pokoleniya dlya ugolnoy energetiki Rossii. Ch. 1. Ekonomicheskoye i tekhniches-koye obosnovaniye kontseptsii [The concept of a new generation of steam turbines for coal power in Russia. Part 1. The economic and technical feasibility of the concept]. Teploenergetika. 2010. № 12. S. 23-31. (rus.)
AUTHORS
PETRENYA Yurii K. — PJSC «Power Machines». E-mail: [email protected] GLUKHOV Vladimir V. — Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University. E-mail: [email protected] IVANOV Sergei A. — Special Design Bureau «Turbina», PJSC «Power Machines». E-mail: ivanov_sa@lmz. power-m.ru
Дата поступления статьи в редакцию: 21.12.2016.
© Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого, 2017
