Исследование энергоблока Бельхатув № 6

ПРОЕКТ ИНТЕГРИРОВАННОГО РЕТРОФИТА В ПОЛЬШЕ

целевое исследование энергоблока Бельхатув № 6

Ярослав Цесельский (Jaroslaw Ciesielski), Герхард Хайнц (Gerhard Heinz),

Таллат Азад (Tallat Azad), Петр Червиньский (Piotr Czerwinski),
компания Alstom Power

  • Краткий обзор
  • Введение
    • Основные сведения об электростанции
    • Имеющееся оборудование
  • Основные требования
    • Ключевые инвестиционные цели
    • Объем проекта
  • Технико-экономическое обоснование
    • Ориентировочные расчеты обоснования
    • Варианты обоснования
    • Объем, результаты обоснования
    • Последствия для оборудования
  • Объем модернизации
    • Котельная
      • Части под давлением котельной установки
      • Система сжигания и система подготовки топлива
      • Система подготовки воздуха и газоходы
      • Регенеративный воздухоподогреватель
      • Системы вспомогательных устройств котельной установки
    • Машинный зал
      • Турбина
      • Генератор
      • Обновление турбинных систем
  • Заключения

Краткий обзор

В рамках программы расширения компания PGE Belchatow S.A. утвердила повышение мощности энергоблока № 6 на 25 МВт. Контракт по внедрению полностью интегрированной технологии был заключен с компанией Alstom Power. Согласно данному договору, электростанция будет обновлена с модернизацией основного оборудования, включая котельную установку, паровую турбину, расширение системы регенерации и генератор.
Концепция ретрофита котельных установок и паровых турбин является сегодня общепринятой технологией повышения теплопроизводительности и надежности существующих электростанций. Тем не менее, требования к защите от вредного воздействия на окружающую среду и интеграции электростанций предусматривают непрерывное совершенствование и инновационное развитие со стороны поставщиков, которые должны предлагать сугубо специализированные решения, максимально повышающие преимущества от ретрофита и обеспечивать успех проектов для заказчиков. Благодаря своему опыту и репутации компания Alstom Power смогла предложить компании PGE Belchatow оптимизированное интегрированное решение по ретрофиту с использованием возможностей имеющихся котельной установки и турбины.

В данном докладе освещены возможности и перспективы предлагаемого ретрофита и приводится краткий обзор подхода компании Alstom к развивающемуся рынку и требованиям заказчика.

2. Введение

2.1 Основные сведения об электростанции
Электростанция Бельхатув, расположенная в Лодзинском воеводстве Польши, приблизительно в 170 километрах на юго-запад от Варшавы, является самой большой электростанцией в Польше и крупнейшей электростанцией на буром угле в Европе. Она состоит из 12 энергоблоков промежуточного перегревана буром угле мощностью 370/380 МВт (первоначально 360 МВт), введенных в эксплуатацию в период с 1982 по 1988 годы (проектная мощность 4440 МВт, что обеспечивает 20% выработки электроэнергии в Польше). По завершении строительства нового энергоблока мощностью 858 МВт и модернизации десяти существующих энергоблоков будет генерироваться и подаваться в единую польскую энергосистему около 5000 МВт электроэнергии.

Электростанция Бельхатув была построена в рамках государственной энергосистемы общего пользования, однако сегодня, в результате приватизации, она является частью холдинга PGE (Polska Grupa Energetyczna — Польская энергетическая группа), одной из крупнейших энергетических групп в Европе. В группу PGE входят электростанции в Бельхатуве, Ополе, Турове, Дольне Одре, Поможанах иЩецине, карьеры бурого угля в Бельхатуве и Турове, а также восемь энергораспределяющих компаний.

Электростанция Бельхатув и группа PGE инвестируют капитал в продление срока службы станции, повышение выработки электроэнергии, улучшение защиты окружающей среды и наращивание эксплуатационной готовности. Инвестиционный процесс в настоящий момент развивается (десульфуризация дымовых газов выполнена на 10 энергоблоках, осуществлен ретрофит всех ЦНД турбин, ЦВД и ЦСД в процессе. Главной задачей инвестиционной программы, нацеленной на применение технологий улавливания углерода с целью снижения их воздействия на окружающую среду, является решение проблемы выбросов CO2.
Исследование энергоблока Бельхатув № 6

2.2 Имеющееся оборудование

Компания PGE Belchatow владеет 12 идентичными энергоблоками. Основные компоненты каждого из них включают котельную установку типа BB-1150, турбину типа 18K370 (мощностью 370 МВт) и генератор типа GTHW-360. Докритические котлы башенного типа BB-1150 были изготовлены компанией Rafako по лицензии компаний Sulzer и EVT. Конструкция котла основана на проверенной прямоточной технологии со спиральной навивкой экранов топки в сочетании с системой циркуляции с пониженной нагрузкой. Котел прекрасно подходит для работы при скользящем давлении.
Конденсационные турбины 18K370 (первоначально 18K360, увеличение мощности после ретрофита ЦНД), созданы компанией Zamech по лицензии компании BBC (в данный момент обе входят в группу Alstom Power). Конструкция турбин основывалась на проверенной технологии BBC 1970-х годов с первой регулирующей ступенью ЦВД активного типа и четырьмя регулирующими клапанами, каждый из которых питал отдельную группу сопл. Работа всех остальных ступеней основывалась на реактивной технологии.

Генератор типа GTHW-360 был поставлен компанией Dolmel of Poland (сегодня входит в состав Alstom Power); он был изготовлен по лицензии BBC и имел номинал 426 МВА при коэффициенте мощности 0,85. Статор имеет водяное охлаждение, ротор охлаждается водородом.

Исследование энергоблока Бельхатув № 6
Машинный зал энергоблока 5

3. Основные требования к проекту

Стратегия электростанции Бельхатув заключается в сохранении ее лидирующего положения на рынке выработки электроэнергии в Польше. В поддержку этой стратегии руководство станции Бельхатув инициировало программу модернизации, предназначенную для решения основных задач, определенных в технико-экономическом обосновании, выполненном в 2002—2003 гг., и дополненных в 2008 г. Ключевые факторы программы модернизации:

  • продление увеличение срока службы энергоблоков;
  • соответствие европейским экологическим нормативным положениям;
  • увеличение проектной мощности в МВт;
  • снижение стоимости производства электроэнергии.

Текущая программа модернизации была запущена в 2007 г. Модернизация первого энергоблока (3) была завершена в 2008 г. В настоящее время выполняется модернизация энергоблока № 4; производятся монтажные работы. Контракты по модернизации энергоблока № 5 заключены на отдельные пакеты оборудования и сейчас выполняются с общей координацией осуществляемой самим заказчиком. Новый контракт по модернизации касается энергоблока № 6; это будет интегрированный проект под управлением компании Alstom Power. Основные компоненты в объеме проекта будут включать котельную установку, турбину, генератор и регенеративный воздухоподогреватель.

3.1 Ключевые инвестиционные цели

В качестве стратегических задач, сформулированных в результате внедрения европейских экологических требований и планами развития деятельности, руководством электростанции Бельхатув определены следующие цели модернизации:

  • продление срока службы энергоблоков до 320 000 часов работы в целом;
  • оптимизация выработки тепла с целью увеличения производства электроэнергии до 390-400 МВт при максимальном увеличении теплового КПД;
  • повышение надежности, эксплуатационной готовности, ремонтопригодности для достижения максимальной окупаемости производства электроэнергии;
  • увеличение интервала между капитальными ремонтами;
  • модернизация системы сжигания котельной установки для удовлетворения требований по выбросам CO (менее 200 мг/м3 при нормальных условиях) и NOx (менее 200 мг/м3 при нормальных условиях). Достижение параметров сжигания угля в пределах диапазона от 40 до 100 % от максимальной мощности генератора (MCR) для обеспечения соответствия Директиве ЕС 2001/80/WE;
  • обеспечение автоматизированных пуска, отключения и эксплуатации энергоблока во всем диапазоне нагрузок;
  • повышение эксплуатационной гибкости путем обеспечения диапазона нагрузок от 40 до 100 % MCR;
  • обеспечение соответствия требованиям электросетевых стандартов.

3.2 Объем проекта:

На основании технико-экономического обоснования компания PGE Belchatow приняла решение о модернизации всех энергоблоков в следующих областях:
  • модернизация машинного зала, включая ретрофит ЦВД и ЦСД, вспомогательных устройств турбин, трубопроводов отбора, генераторов, установку новых подогревателей питательной воды, электрогидравлической системы управления и контрольно-измерительного оборудования;
  • модернизация котельной установки, включая части под давлением, систему сжигания, газоходы и воздуховоды, ретрофит дутьевых вентиляторов и дымососов, а также контрольно-измерительного оборудования;
  • замена основных паропроводов;
  • воздухоподогреватель;
  • электрофильтр;
  • система распределенного управления;
  • теплообменник отработанного газа.

4. Технико-экономическое обоснование

Основой для определения целей модернизации электростанции послужило технико-экономическое обоснование, выполненное в 2002—2003 гг. (отдельно для котельной установки и машинных залов). Кроме того, независимое исследование выявило конкретные проблемы и вопросы в отношении ключевых компонентов и возможностей для повышения КПД энергоблоков. Этот технико-экономический анализ позволил определить основные цели модернизации.

4.1 Ориентировочные расчеты обоснования

Основа обоснования параметров модернизации для котельной установки и машинных залов с учетом текущего состояния оборудования электростанции, его прогнозируемого износа и требований к изменению характеристик термодинамического цикла. Основные задачи, определенные заказчиком:

  • продление срока службы энергоблока от 160 000 до 320 000 часов работы (EOH);
  • увеличение интервала времени между капитальными ремонтами турбины до не менее 80 000 часов работы (EOH);
  • повышение КПД энергоблока, эксплуатационной готовности и надежности;
  • расширение эксплуатационной гибкости;
  • снижение минимальной нагрузки и соответствующее увеличение диапазона нагрузок.

4.2 Варианты обоснования

Исходя из конкретных запросов заказчика, в рамках проведения обоснования были изучены следующие варианты:

  • переход на закритические параметры пара;
  • применение скользящего давления;
  • использование новых материалов для компонентов котла и турбины;
  • новые технологии в конструкции котла;
  • новые технологии в конструкции ЦВД и ЦСД турбин;
  • двигатели с регулируемой частотой вращения для питательных насосов котла;
  • возможность эксплуатации подогревателей высокого и низкого давления при работе энергоблока с увеличенной нагрузкой;
  • современная цифровая система распределенного управления;
  • максимальная мощность энергоблока в МВт.

Несмотря на то, что для котельной установки и машинного зала были определены одинаковые параметры пара, руководство электростанции Бельхатув приняло решение подготовить для каждого из этих узлов независимое обоснование.

Вариант 1

Температура острого пара 567ºC, температура промежуточного перегрева пара, 568ºC

Вариант 2

Температура острого пара 537ºC, температура промежуточного перегрева пара, 568ºС

Вариант 3

Температура острого пара 537ºC, температура промежуточного перегрева пара, 537ºС

Все условия, касающиеся условий на входе турбины, с оптимальной температурой питательной воды (FWT) в диапазоне от 260 до 280ºC.

Заказчик принял решение пригласить для осуществления изучения и анализа квалифицированные компании инженерно-технического профиля, пользующиеся поддержкой основных поставщиков оборудования. Предложенные решения по модернизации сравнили с вариантом использования совершенно нового оборудования.

4.3 Объем и результаты обоснования

Технико-экономические обоснования для котельной установки и машинного зала были подготовлены раздельно, различными поставщиками. Обоснования включали в себя анализ ключевых компонентов выбранного энергоблока и затрагивали следующие параметры:

  • продление срока службы;
  • повышение тепловой эффективности энергоблока;
  • изменение условий пароводяного цикла;
  • адаптация к новым требованиям по выбросам в окружающую среду по SO2, CO2, NOx и пыли.

В ходе проведения обоснований было также изучено применение новых технологий, включая утилизацию тепла и совместное сжигание возобновляемых видов топлива. При этом было учтена необходимость увеличения КПД энергоблока и снижения энергозатрат на собственные нужды электростанции.

После анализа итоговых отчетов руководство компании PGE Belchatow выбрало оптимальный сценарий продления срока службы электростанции. В качестве наилучшего компромисса между КПД и капитальными затратами был выбран вариант № 2:

  • температура острого пара на входе в ЦВД турбины = 537ºC;
  • температура промежуточного перегрева пара на входе в ЦСД турбины = 568ºC;
  • отсутствие изменений давления острого пара и температуры питательной воды.

После этого компания PGE Belchatow подготовила свои технические условия для предложений поставщиков оборудования котельных установок и турбин. В окончательном варианте было решено увеличить температуру острого пара во входе турбины до 547ºC.

В 2007—2008 гг. компания PGE Belchatow предложила провести дополнительное исследование по оптимизации комбинированного пароводяного цикла турбины и котельной установки с целью максимального повышения тепловой эффективности энергоблока, поскольку было выявлено, что подход к котлу и турбине как к единому энергоблоку, а не отдельным компонентам, может дополнительно повысить КПД станции.

После проведения углубленного анализа и консультаций со специалистами по котельным установкам и турбинам было определено, что вариант № 1 представляет собой более эффективную технологию:

  • температура острого пара, увеличенная до 567ºC;
  • температура промежуточного перегрева пара, 568ºC;
  • давление острого пара, увеличенное до 180-185 бар (абс.)
  • температура питательной воды, повышенная до 275ºC.
До После
Исследование энергоблока Бельхатув № 6
Замененное оборудование, находящееся под давлением, обозначено другим цветом

4.4 Последствия для оборудования

Новые параметры пара оказали воздействие на ранее определенную область модернизации. Компания PGE Belchatow приняла решение заменить значительный объем частей под давлением котла, систему сжигания, заменить трубопровод главного пара, осуществить ретровит ЦВД и ЦСД с заменой корпусов и добавить в систему питательной воды два новых подогревателя высокого давления. В объем проекта были включены модернизация вспомогательных устройств котла и турбины, электрофильтра, регенеративного воздухоподогревателя, а также установка новой распределенной системы управления и ретрофит генератора. Более подробное описание см. в следующем разделе.

5 Объем модернизации

Изменение значений температуры пара для обеспечения роста производительности и мощности, а также соответствия требований по выбросам NOx и CO согласно Директиве ЕС 2001/80/WE требует существенной модификации находящегося под давлением оборудования и системы сжигания.

5.1 Котельная

5.1.1 Части под давлением котельной установки

Ввиду увеличения на 30ºC выходных температур перегрева (SH) и промежуточного перегрева (RH), требования к материалам для частей под давлением радикально отличались. Были выбраны высококачественные материалы, включая T91 и VM12, отвечающие требованиям новых условий эксплуатации и расчета рабочих режимов.

Для достижения необходимой выходной температуры перегрева SH с выбранным диапазоном углей и улучшения работы при неполной нагрузке, был установлен настенный перегреватель в топке над системой сжигания.

5.1.2 Система сжигания и система подготовки топлива

Модернизация системы сжигания включает установку восьми (8) новых пылеугольных горелок (PC) (в т. ч. пылепроводов) и двух уровней острого дутья (OFA) для снижения выбросов NOx/CO. Прямая система сжигания проектируется без отделения пара. Уровень OFA-I включает двенадцать (12) сопел, а уровень OFA-II – десять (10) пик. Каждая из восьми (8) наклонных струйных горелок предназначена для одной углеразмольной мельницы и состоит из следующих деталей:

Исследование энергоблока Бельхатув № 6
  • два (2) сопла пылеугольных горелок, каждое из которых снабжено колонковыми воздуховодами;
  • нижние, промежуточные и верхние сопла вторичного воздуха, каждое с тремя горизонтально разделенными соплами;
  • огнеупор между пылеугольными горелками и соплами вторичного воздуха, стабилизированный опорными трубами охлаждаемыми воздухом.

Горячий воздух подается в сопла вторичного воздуха и в колонковые воздуховоды в качестве охлаждающего (воздушной камеры горелки) на уровни I/II OFA через новые воздухопроводы горячего воздуха, подключенные к имеющейся системе подачи воздуха. Топка имеет поперечное сечение 15,700 x 17,124 м. Высота топочной камеры без холодной воронки составляет около 34 м. Расчетная нагрузка – работа с углем проектного качества при 100 % максимальной мощности генератора (MCR) с подключением 6 из 8 углеразмольных мельниц.

Существующая система помола, включающая восемь (8) молотковых мельниц типа N230.45S, подлежит модернизации и адаптации к требованиям системы сжигания новой конструкции.

5.1.3 Система подготовки воздуха и газоходы

Система подачи воздуха в камеру сгорания должна быть адаптирована для поддержки новых уровней I и II острого дутья (OFA). Кроме того, требуется замена изношенных элементов, например компенсаторов теплового расширения, демпферов, каналов, а также повышение производительности дутьевых вентиляторов и дымососов.

5.1.4 Регенеративный воздухоподогреватель

Производительность регенеративного воздухоподогревателя будет повышена путем использования нагревательных элементов с высоким КПД и уменьшенной утечкой воздуха, обеспечиваемой новой системой уплотнения.

5.1.5 Системы вспомогательных устройств котельной установки

Модификация системы сжигания и замена частей работающих под давлением, потребует ретрофита или замены вспомогательных систем котла.

  • дальнобойной сажеобдувочной системы топки;
  • новых и улучшенных систем сажеобдувки;
  • новых решеток дожигания;
  • модифицированная система калорифера.

5.2 Машинный зал

За последние 30 лет технологии, используемые на электростанциях, работающих на угле, претерпели потрясающие изменения. В этот период основное внимание было уделено аэродинамической эффективности турбин и улучшению параметров пара. Для максимального повышения КПД энергоблока будут использованы оба аспекта. Имеющееся оборудование было предназначено для входных температур пара 535ºC, поэтому существенное повышение производительности энергоблока без замены проточной части, корпусов турбин, системы парораспределения ЦВД и ЦСД турбины невозможно. Ввиду повышения параметров пара некоторое вспомогательное оборудование, в т. ч. трубопроводы отбора, дренажная система и система уплотнений, также подвергается воздействию и включается в программу модернизации.

Дальнейшее повышение КПД паровой турбины возможно благодаря росту температуры питательной воды. Это реализуется за счет применения дополнительной ступени в системе подогрева питательной воды высокого давления, т. е. регенеративных подогревателей высокого давления последней ступени. Пар для подогревателей забирается из нового отбора ЦВД турбины.

Использование того же количества тепла, передаваемого от котла в систему турбины, позволяет производить больший объем электроэнергии требующий модернизации имеющегося генератора.

5.2.1 Турбина

5.2.1.1 Модуль высокого давления (в комплекте) и высоконапорные клапанные камеры

Исследование энергоблока Бельхатув № 6
Ретрофит ЦВД турбины включает предварительно собранный модернизированный модуль, один на энергоблок, состоящий из барабанного ротора высокого давления со встроенной муфтой, комплекта лопаток реактивного типа, проверенного на повышенных оборотах при 120 % номинальной частоты вращения. Новый внутренний корпус, в котором установлены реактивные лопатки, снабжен стяжным кольцом горячей посадки. ЦВД оснащен двумя стопорными и двумя регулирующими клапанами. Острый пар подается во внутренний корпус через удлиненные диффузоры. Затем проходя через две спиральные камеры, расположенные под углом 180º и ряд неподвижных радиальных решеток он поступает к комплекту осевых реактивных лопаток. Рабочие лопатки реактивного типа имеют изогнутый профиль с применением изгиба бандажа.

5.2.1.2 Модуль среднего давления (в комплекте) и средненапорные клапанные камеры

После прохождения стопорных и регулирующих клапанов пар поступает через удлиненные диффузоры во впускные спиральные камеры внутреннего корпуса. Эти камеры предназначены для выравнивания потока пара для лопаточного аппарата первой ступени. Кроме того, первая неподвижная радиальная решетка оптимизирует поток пара для наиболее эффективного расширения. После расширения через комплект лопаток турбины пар покидает внешний корпус через перепускные трубы турбины с фланцами в верхней части корпуса турбины. Ступенчатый разгрузочный поршень напротив комплекта лопаток используется для компенсации осевого усилия, вызванного реактивным лопаточным аппаратом ротора. Все опоры и направляющие предназначены для поддержания взаимного положения внутреннего и внешнего корпусов во всех режимах работы с учетом теплового расширения и обеспечения наименьшего относительного расширения между внутренним корпусом и ротором. Для обеспечения оптимального выравнивания и зазоров внутренний корпус удерживается в горизонтальном, вертикальном и осевом направлении на впуске с помощью шпонок с комплектами прокладок.

Исследование энергоблока Бельхатув № 6
Турбина после ретрофита ЦВД и ЦСД (энергоблоки 3 и 4)

5.2.2 Генератор

Исследование энергоблока Бельхатув № 6 Ключевым требованием к модернизации и модификации генератора является отсутствие каких-либо изменений конструкции фундамента. Существенное увеличения выходной мощности с 360 до 394 МВт потребовало применение нового статора с современными обмотками. Новый статор имеет прежнюю площадь основания. Обновление генератора осуществляется путем модернизации существующего ротора, использования новых водородных охладителей, высоковольтных вводов, системы возбуждения и регулирования напряжения, нового блока водяного охлаждения статора, обновления системы смазки уплотнения генератора, и т.д.

5.2.3 Обновление систем машинного зала

Для удовлетворения технических условий заказчика по эксплуатационной гибкости энергоблока и повышению КПД или с целью обеспечения модернизации паровой турбины требуется модернизация других систем.

5.2.3.1 Модернизация регенеративного подогревателя

Исследование энергоблока Бельхатув № 6 С целью повышения температуры питательной воды до 275ºC необходимо добавить дополнительную ступень подогрева питательной воды высокого давления с двумя работающими параллельно подогревателями. Для этого требуется модифицировать существующую обходную систему подогревателя высокого давления и трубопроводы высокого давления с установкой нового трубопровода отбора пара.

5.2.3.2 Система регулировки и управления турбиной

Имеющаяся система электрогидравлического управления турбиной будет заменена новой системой управления на основе программируемого микропроцессора. Система, которая будет установлена, является текущей версией двухканальной дублирующей системы управления Alstom P320 TGC, которая обычно устанавливается как стандартное оборудование на новых паровых турбинах Alstom. Регулятор может управляться посредством внешней распределенной системы управления. Применение новой электрогидравлической системы управления и новой распределенной системы управления требует модернизации существующего контрольно-измерительного оборудования.

5.2.3.3 Система смазки

Существенных изменений в системе смазки турбины не предвидится. Будет установлена только система электронагрева масла в главном баке с целью улучшения эксплуатационных характеристик системы. Модернизация существующего оборудования требуется ввиду внедрения новых компонентов турбины.

5.2.3.4 Гидравлическая система регулирования

После модернизации энергоблока гидравлическая система регулирования будет работать с существующей системой смазки под давлением. По этой причине стандартные приводы клапанов для клапанов высокого и среднего должны быть адаптированы к другому давлению подачи. В рамках этой модернизации потребуются незначительные изменения трубопровода гидравлической системы регулирования.

5.2.3.5 Система уплотняющего пара.

Будет использоваться существующая система уплотняющего пара. Конфигурация трубопровода будет изменена для сопряжения с передними и задними концевыми уплотнениями ЦВД и ЦСД.

5.2.3.6 Прочие модернизации турбины и ее систем:

  • модернизация фундаментных рам подшипников;
  • модернизация форсунок низкого давления;
  • перепускные трубы ЦВД и ЦСД;
  • обходная система низкого давления;
  • поворотное устройство с гидрокинетической муфтой;
  • модернизация вакуумных охранных клапанов;
  • модернизация масляной системы гидроподъема;
  • модернизация системы внутреннего дренажа;
  • модернизация существующих трубопроводов отбора;
  • контрольно-измерительные устройства и электрооборудование;
  • модернизация системы пожаротушения.

Заключения

Проект интегрированного ретрофита «Бельхатув» является примером эффективного сотрудничества между различными организациями компаний Alstom Power и PGE Belchatow S.A. в рамках комплексного интегрированного ретрофита. Общий подход к проблеме гарантирует эксплуатацию существующей станции в течение последующих 20-25 лет с повышенными эффективностью и надежностью.

Компания PGE Belchatow осуществляет модернизацию энергоблоков №№ 3 и 4 на основе параметров пара 547/568ºC. Исходя из опыта первой модернизации энергоблоков, которая уже завершается, результатов эксплуатационных испытаний и самых современных требований к выбросам, руководство компании PGE Belchatow приняло решение о продолжении модернизации оставшихся энергоблоков на основе пересмотренных параметров пара, определенных в ходе второго этапа проведения технико-экономического обоснования. Вначале эти новые параметры пара будут применены к энергоблокам 5 и 6. Оба энергоблока будут введены в эксплуатацию после модернизации во второй половине 2011 г.

Модернизация энергоблоков 3 и 4 привела к существенному повышению их КПД (приблизительно на 1,35 %). Комплексный подход, предложенный компанией Alstom Power для энергоблока № 6, позволил обеспечить еще 0,85 % роста КПД, что обеспечивает его впечатляющее увеличение на 2,2 % по сравнению с текущей производительностью.

Компания Alstom Power имеет солидную репутацию в области обеспечения электростанций специализированными технологиями ретрофита котельных установок и турбин. Обладая богатыми возможностями и опытом, охватывающими все основные компоненты электростанций, компания Alstom может разработать оптимизированные и интегрированные технологии для электростанций, работающих как на атомном, так и на ископаемом топливе, и является признанным мировым лидером в области интегрированного ретрофита.

Pin It

Добавить комментарий