Научно-техническая база для создания энергоблоков ССКП

Пути совершенствования отечественных паротурбинных установок и целесообразность создания пилотного энергоблока на сверхвысокие параметры пара

Структура отечественной теплоэнергетики характеризуются использованием в большом объеме энергоблоков сверхкритического давления (СКД) мощностью 300-800 МВт и одного энергоблока 1200 МВт,  являющегося самым мощным в мире при использовании одновального быстроходного турбоагрегата. Настойчивая ориентация на энергоблоки СКД, принятая в конце 50-х начале 60-х годов, безусловно, была правильной. Об этом свидетельствует наблюдаемый в настоящее время массовый переход на СКД ряда промышленно развитых стран - Японии, Германии, Дании, Нидерландов, а также КНР, Индии и других стран.

Анализ различных аспектов перспективы дальнейшего совершенствования энергоблоков и их паровых турбин показал, что в настоящее время во многих промышленно развитых странах происходит интенсивное развитие этого направления энергетики: осваиваются сверхвысокие параметры свежего пара, реализуются многие резервы повышения экономичности собственно паровых турбин и других элементов энергоблока.

При испытании лучших угольных энергоблоков уже получены КПД нетто 45,3 %, а КПД брутто турбоустановки - 51,46 %. Эти результаты достигнуты на энергоблоке Vestkraft-З ТЭЦ в Дании при конденсационной мощности #3=417,5 МВт и близ-

ких к нашему стандарту параметрах турбин СКД: 24,6 МПа, 560/560 °С с одним промежуточным перегревом (но для глубокого вакуума рк=2,3 кПа ). На энергоблоке Hemweg-8 (Нидерланды) при #э= =680 МВт, 25,0 МПа/535/563 °С при рк=3,1 кПа достигнут КПД нетто 44,1 % . Некоторые энергоблоки электростанций Германии сегодня имеют КПД нетто больше 44 %.

В Японии уже в течение нескольких лет на сжиженном газе работают два энергоблока ТЭС Кавагое по 700 МВт на 31,0 МПа/5667566/566 °С (т; е. с двойным промперегревом), с КПД нетто 46 %, несмотря на то, что в использованных турбинах (фирма ''Тошиба") три цилиндра из пяти (ЦСД и два ЦНД) имеют устаревшую конструкцию с длиной рабочей лопатки последней ступени 851 мм (частота вращения 60 1/с). 

Переход на новый ЦНД с разработанной фирмой лопаткой длиной 1068 мм при том же вакууме в конденсаторе (рк=4,5 кПа) увеличит КПД на 1,6 % (относительных), т. е. обеспечит КПД в 47 %. 

В Японии заказано три каменноугольных энергоблока для сжигания топлива в вихревом слое (из них два - под давлением) мощностью по 1000 МВт, один из которых будет введен в эксплуатацию в 1997 г., а два других 1 в 2000 г. .

В Дании строятся два энергоблока мощностью по 400 МВт с двумя промперегревами на параметры 28,5 МПа/580/580/580 °С и рк=2,3 кПа с КПД нетто около 47 %; один из них предназначен для работы на каменном угле, другой - на природном газе. Повышение параметров до 30 МПа/600/600/600 °С с использованием второго промперегрева обеспечит дополнительное увеличение экономичности энергоблока примерно на 5-6 %, т. е. в этом случае КПД угольного энергоблока будет на уровне 40-42 % даже без дальнейшего совершенствования оборудования.

Это свидетельствует о том, что при использовании твердого топлива паротурбинные установки на сверхвысокие параметры пара как в ближайшее десятилетие, так и в перспективе не имеют реальных конкурентов по экономичности. Возможный и пока единственный конкурент - парогазовые установки (ПГУ) с внутрицикловой газификацией твердого топлива еще находятся на стадии опытно-промышленной эксплуатации и по оценкам специалистов уступают паротурбинным блокам по технико-экономическим показателям, а по экономичности (прогнозируемой) сопоставимы с современными паротурбинными пылеугольными энергоблоками.

Этот вывод относится к твердому топливу, при использовании же природного газа лучшим решением, конечно, остается применение парогазовых установок утилизационного типа (ПГУ-У). Однако и для этого вида топлива усовершенствованный энергоблок на суперсверхкритические параметры (ССКП) является неплохой альтернативой, особенно в условиях недостатка газотурбинных мощностей.

Поэтому имеются веские основания для приложения усилий-к разработке усовершенствованных энергоблоков ССКП на имеющейся в России научно-технической и производственной базе, что, в частности, обеспечивает независимость нашей энергетики и дополнительную загрузку отечественного энергомашиностроения, испытывающего сегодня серьезную нехватку заказов. В противном случае, если мы уже сейчас всерьез не займемся паротурбинными энергоблоками ССКП, нам грозит повторение ситуации с газовыми турбинами: через несколько лет мы вынуждены будем покупать за рубежом не только газовые, но и паровые турбины и котлы. 

Научно-техническая база для создания энергоблоков ССКП		

Ввод в работу в 1966 г. энергоблока СКР-100, его многолетняя интенсивная эксплуатация на Каширской ГРЭС, эскизное проектирование энергоблока 800 МВт на параметры 30 МПа/650/565 °С с учетом как собственного, так и зарубежного опыта по разработке, сооружению и эксплуатации энергоблоков СКД дает основание считать вполне возможным создание в настоящее время энергоблоков на параметры 30 МПа/600/600/600 °С.

Проектная проработка ВТИ-ХТЗ энергоблока К-800-30 показала возможность выбора материалов из имевшихся в то время и освоенных сталей и сплавов для основных элементов котла и турбины. Проведенное технико-экономическое сравнение этого энергоблока с энергоблоками К-500-23,5 и К-800-23,5 показало целесообразность его перехода на следующий уровень параметров пара. Следует отметить, что это технико-экономическое сравнение было выполнено без учета имеющихся сегодня существенных резервов совершенствования проточной части турбины и другого оборудования. Подчеркнем, что подбор материалов для поверхностей котла и деталей турбины был произведен для начальной температуры пара 650 °С.

Недавние разработки и освоение новой жаропрочной стали 10Х9МФБ-Ш решили проблему выбора материала для паропроводов свежего пара и промежуточных перегревов до температуры пара 600 °С.

Для высокотемпературных роторов, обеспечение достаточной длительной прочности которых является главной проблемой в создании энергоблоков ССКП, возможно использование хорошо освоенной, применяемой в котлостроении мартенситно-ферритной стали ЭИ-756 [10]. В таблице приведено сопоставление характеристик длительной прочности освоенных отечественных сталей ЭИ-756 и 10Х9МФБ-Ш и новых зарубежных роторных сталей. Из таблицы видно, что по этому показателю наши стали не уступают лучшим зарубежным маркам.







Страна

Страна

Состав стали (марка)

Состав стали (марка)

Предел длительной прочности на базе
100 тыс. ч, МПа, при температуре

Предел длительной прочности на базе
100 тыс. ч, МПа, при температуре

575 °С

575 °С

600 °С

600 °С

Ударная

вязкость,

Дж/см2

Ударная

вязкость,

Дж/см2

Вязкость
разрушения
при 20 “С.
МПам*/2

Вязкость
разрушения
при 20 “С.
МПам*/2

I

I

Источник

Источник

Россия

Россия

Германия

Япония

Япония

Россия

Россия

Германия

Япония

Япония

1Х11В2МФ (ЭИ756)
10Х9МФБ-Ш (ДИ82-Ш)
Х10НВМФ
Х10В2МФ
Х10ВЗКЗМФБ2

1Х11В2МФ (ЭИ756)
10Х9МФБ-Ш (ДИ82-Ш)
Х10НВМФ
Х10В2МФ
Х10ВЗКЗМФБ2

150-170

120

140

140

250

150-170

120

140

140

250

120-130

100

100

120-130

160-210

120-130

100

100

120-130

160-210

55

200

55

200

118

230

100

118

230

100Характеристики некоторых сталей для высокотемпературных деталей энергоблоков на сверхвысокие параметры



[101

[91

(Н1

(121

(131

[101

[91

(Н1

(121

(131





























Конечно, длительная прочность - не единственная характеристика, определяющая возможность использования материала для энергоблоков ССКП. Безусловно, необходимы дополнительные исследования малоцикловой усталости, трещиностойкости и высокотемпературного охрупчивания сталей.

Опыт изготовления крупных поковок для цельнокованых роторов ЦНД турбин АЭС (изготовители: Ижорский завод и ЛМЗ) показал большие возможности отечественной металлургии. Металлургические предприятия России способны производить необходимые поковки для роторов высокотемпературных цилиндров из стали типа ЭИ-756, тем более, что поковки массой до 40 т из этой стали (в таблице приведены данные именно для материала поковки) уже выпускаются. Тем самым может быть решена одна из узловых проблем создания турбины на сверхвысокие параметры пара.

С проблемой выбора материалов для турбин ССКП тесно связана проблема охлаждения ее высокотемпературных элементов и в первую очередь роторов. Сравнительно низкие напряжения от вращения в роторах высокого давления в состоянии установившейся ползучести турбин работающих энергоблоков СКД (на уровне 60-70 МПа) и существенная разгрузка повышенным давлением пара дают основание предполагать, что для этих роторов охлаждение не потребуется. В роторах среднего давления возможно потребуется охлаждение, однако организовать его существенно проще паром утечек из концевых уплотнений ЦВД, из подходящего отбора пара на ПВД или холодной нитки промперегрева.

Существенный научно-технический задел имеется и в решении проблемы улучшения экономических характеристик проточной части паровых турбин.

На заводах-изготовителях и в некоторых научно-исследовательских организациях получены новые, более совершенные элементы проточной части: эффективные ступени (в том числе радиально-осевые и для последних ступеней с рабочими лопатками предельной длины), ступени с меридиональным профилированием (предложенные МЭИ), что важно для коротких лопаток цилиндров высокого давления); высокоэффективные многогребенчатые лабиринтные уплотнения. 

В МЭИ для ЦВД и ЦНД предложены и сейчас широко используются во всем мире сопловые лопатки саблевидного типа.

Существенные достижения имеются в области разработки ЦНД большой пропускной способности (ЛМЗ-МЭИ) , что позволяет при создании новых турбин сократить число ЦНД в турбинах большой мощности и при этом сохранить экономичность.

В этом случае для турбин мощностью 300-500 МВт появляется принципиальная возможность их выполнения с однопоточным ЦНД, что в свою очередь позволит сделать турбину бесподвальной с осевым вы ходом пара в конденсатор и получить существенное увеличение ее экономичности из-за повышения эффективности выходного патрубка.



	

На рис. 1 представлен двухпоточный вариант ЦНД (ЛМЗ- МЭИ) с титановой лопаткой последней ступени длиной /=1500 мм и с выходной площадью одного потока Q = 17,9 м []. Ниже даны основные характеристики лопатки последней ступени с /=1500 мм:

Материал рабочей лопатки …………………………Титановый сплав

Длина профильной части лопатки, мм………………1500

Выходная площадь венца, м……………………….…17,9

Отношение djl (dc – средний диаметр) ……………2,533

Хорда корневого профиля, мм………………….…….332

Расход пара, кг/c……………………………………….146,3 

Давление пара, кПа: перед ступенью…………….... .22,86 

за ступенью …………………………………….………3,5

Разработанная новая лопатка и применяемый для ее изготовления новый высокопрочный титановый сплав удовлетворяют нормативным требованиям пс напряжениям изгиба и растяжения, а также по спектру собственных частот колебаний. Следует, правда, отметить, что создание новых лопаток предельной длины требует длительного времени как на саму разработку, так и на ее экспериментальную доводку, поскольку, как показал опыт некоторых зарубежных турбостроительных фирм, успешные лабораторные исследования не гарантируют работоспособность лопатки в реальной эксплуатации.

Таким образом, имеющийся сегодня научно-технический задел, а также анализ отечественного и мирового опыта в развитии и совершенствовании паровых турбин дают возможность предложить концепцию усовершенствованной турбины и турбоустановки на следующую ступень параметров пара.

Совершенствование паровых турбин и турбоустановок должно проводиться по следующим основным направлениям:

переход на следующую ступень начальных параметров пара и пара промперегрева

( 28-30 МПа, 580- 600 °С); аэродинамическое улучшение элементов проточной части паровых турбин с целью повышения их экономичности; углубление вакуума при сохранении умеренных потерь с выходной скоростью из последней ступени и с учетом характерного для большинства регионов России значительного снижения температуры охлаждающей воды зимой; повышение температуры питательной воды; снижение мощности собственных нужд в первую очередь питательных насосов; улучшение конструкции паровых турбин с целью повышения их экономических и эксплуатационных характеристик; применение второго промежуточного перегрева пара на уровне 580-600 °С.

Выбор очередной ступени параметров пара в текущий период развития техники паровых турбин следует сделать с учетом исключения для турбин нового поколения аустенитных материалов, применяемых для основных элементов турбин и паропроводов свежего и перегретого пара. Если исходить из этого условия, то новые параметры следует выбрать на уровне 30-32 МПа и 580-600 °С.

	23.5Если за исходный уровень сравнения принять стандартные, принятые в России параметры СКД 23.5 МПа/540°/540 °С с одним промежуточным перегревом, то переход на следующий предлагаемый уровень способствует снижению удельного расхода тепла брутто ПТУ qбр/qбр на 4-6 % и еще на 1- 15% - в результате применения второго промежуточного перегрева пара, особенно эффективного при высокой конечной влажности.

Проблема аэродинамического совершенствования проточной части паровой турбины тесно связана с принимаемыми принципиальными конструктивными решениями.

Со времени разработки отечественных энергоблоков СКД 300-800 МВт прошли десятилетия, и не смотря на то, что турбины всех мощностей за этот период подвергались модернизации, иногда довольно значительной, к настоящему времени многие решения, принятые в конструкции отечественных турбин, требуют изменения. Для того чтобы сосредоточить внимание на целесообразных (необходимых, по мнению авторов) изменениях в конструкциях, мы рискнем предложить концепцию усовершенствованных турбины и турбоустановки и сформулировать их основные особенности.

Концепция усовершенствования турбины и турбоустановки на суперсверхкритические параметры пара

совершенствованные турбина и турбоустановка (далее сокращенно УПТУ) должны иметь следующие особенности.

	Использование сверхвысоких параметров и применение сначала однократного, а затем и двойного промежуточного перегрева пара; уровень параметров: 28-30 МПа и 600 °С.

	Тепловая схема с восемью регенеративными подогревами питательной воды (как прототип - тепловая схема К-500-23,5-4 Л М3), представления я в 1171. Подогрев питательной воды на уровне 300 °С, что повысит КПД брутто ПТУ не менее, чем на 0,6 % . При этом окончательный выбор /пв будет определяться технико-экономическими показателями всего энергоблока.

Для повышения КПД ПТУ целесообразно (как и в турбине К-500-23,5-4) использование двух ПНД смешивающего типа, позволяющих повысить КПД еще на 0,5 % . Однако возможен вариант и отказа от смешивающих ПНД, загромождающих машинный зал, требующих введения дополнительных конденсатных насосов и несколько усложняющих эксплуатацию, в частности, в связи с дополнительными присосами воздуха в вакуумную систему по сравнению с установкой ПНД в конденсаторе.

	Зависимость конструкции собственно турбины от большого числа факторов: мощности турбины (расхода свежего пара), вакуума в конденсаторе, размеров последней ступени и др.

Для частей сверхвысокого и высокого давлений наиболее предпочтительной является конструкция совмещенного ЦСВД-ЦВД, что позволяет уменьшить число цилиндров и улучшить экономичность и маневренные качества турбоагрегата. Совмещенная конструкция достаточно широко применяется в американских и японских турбинах, реализована в проектах некоторых наших турбин, использована фирмой "Альстом-МАН" для однопоточной турбины мощностью 300 МВт с осевым выходом в конденсатор.





Возможны два подхода к проектированию ЦНД . Первый из них состоит в использовании уже имеющихся ЦНД, например, с рабочей лопаткой последней ступени 1200 мм. При этом, естественно, возникают существенные ограничения, связанные с их пропускной способностью. Поэтому в перспективе целесообразны разработка ЦНД с более длинной лопаткой последней ступени вплоть до 1500 мм (рис. 1) и создание нового ЦНД.

Усовершенствованная проточная часть, при формировании которой использованы меры, разработанные в последнее время. Ниже представлены эти меры и дана оценка снижения удельного расхода тепла применительно к турбине УПТУ мощностью 300 МВт по сравнению с принятой за прототип турбиной К-300-23,5 ЛМЗ, для которой гарантированный удельный расход тепла 7704 кДж/(кДт-ч) %:

Переход на новый уровень начальных параметров…………………. 4,4

Применение второго промперегрева пара ………………………..….1,2

Повышение температуры питательной воды до 300 °С 

(с учетом снижения КПД котла) ………………………………………0,6

Уменьшение располагаемого тепло- перепада регулирующей 

ступени, меридиональное профилированиев ЧВД …………………0,4

	Снижение периферийных и диафрагменных утечек ……………..…0,8

Применение саблевидных сопловых лопаток в ЧСД и ЧНД ………..0,8

Использование осевого выходного патрубка…………………………..0,8

		Итого …………………………………………………………………….9,0

Принципиальная схема турбины УПТУ 300 МВт с одним промперегревом приведена на рис. 2,а.

В расчетах принято снижение гарантированного расхода тепла на 0,5 % для турбины 300 МВт в результате увеличения начального давления (по сравнению с энергоблоком К-300-23,5). Применение осевого выхода пара из последней ступени снижает гр.расх.теп. примерно на 0,5 %.

На базе УПТУ можно иметь весь мощностной ряд энергоблоков СКД: 300-500-800-1200 МВт. На рис. 2 представлены конструктивные схемы двух турбин.

Турбина и турбоустановка должны быть "всережимными", т. е. должна быть обеспечена возможность их эксплуатации как по двусменному графику с остановками каждый день и в конце недели, так и в пиковом режиме путем отключения ПВД 









































Рис. 2. Схемы турбин УПТУ. а - бесподвальная турбина с совмещенными частями высокого и среднего давления, с осевым однопоточным выходом пара в конденсатор мощностью 300 и 500 МВт с последней лопаткой ЛМЗ-МЭИ выходной площадью 17,9 м2 и давлением в конденсаторе соответственно 3,5 и 5,8 кПа; б - конденсационная турбина пилотного блока с двумя промперегревами мощностью 500-600 МВт с последней лопаткой ЛМЗ выходной площадью 11,3 м2. СВД, ВД,

СД, НД - части сверхвысокого, высокого, среднего и низкого давлений; К - конденсатор, ЭГ - электрогенератор.

(и, возможно, вытеснения регенерации отработавшими газами ГТУ). Для этого должна быть применена двухбайпасная (или трехбайпасная) пусковая схема, приняты конструктивные решения для корпусов и роторов турбины и корпусов арматуры, обеспечивающих ускоренные пуски и остановы турбины: двух и трехстенные корпуса; узкие и высокие оптимизированные фланцы горизонтального разъема; эффективная система прогрева горизонтальных фланцев и шпилек паром из полостей турбины с соответствующей температурой; прогрев стенок корпусов и оптимизация их теплового состояния путем применения "тепловых камер", где поддерживается постоянный температурный режим; отказ от тепловых (термокомпенсационных) канавок на роторах, лабиринтные уплотнения валов с регулируемыми зазорами.

6. Для улучшения вибрационных характеристик и их стабильности при переходных и переменных режимах работы, а также для обеспечения достаточной виброустойчивости валопровода следует принять для турбины следующие конструктивные решения:

повысить первую критическую частоту вращения роторов ЦСВД-ЦВД и ЦСД примерно до 33 1/с; установить между любой парой смежных роторов только по одной опоре;

реализовать специальную систему тепловых расширений при жестко закрепленных на фундаменте стульях подшипников, жесткой связи корпусов цилиндра ЦСВД-ЦВД с цилиндром ЦСД и цилиндра ЦСД с корпусом среднего подшипника № 2, подвижных внутренних корпусах ЦНД (рис. 3); упорный подшипник жестко закрепить в стуле № 2 (в отличие от известных схем фирм АББ и МАН, где упорный подшипник выполнен подвижным); защитить ригели фундаментов и стулья подшипников № 1-3 от теплового воздействия высокотем пературных цилиндров водоохлаждаемыми экранами;

использовать периферийные виброустойчивые и сохраняющиеся в эксплуатации многогребенчатые уплотнения, нечувствительные как к радиальным, так и к осевым относительным смещениям ротора и статора, а в случае необходимости - стабилизирующие устройства в среднем и (или) диафрагменных уплотнениях; целесообразно перейти к использованию регулируемых зазоров, как это делают фирмы "Тошиба", "Хитачи" и "Дженерал Электрик";

применять оптимизированную по порогу виброустойчивости валопровода комбинацию опорных подшипников: сегментные в области высокого давления и эллиптические в области низкого давления и генератора.





Рис. 3. Кинематическая схема турбины пилотного блока с УПТУ мощностью 500600 МВт с двумя промежуточными пере- гоевами пара. Принципиальная схема опорной системы и системы тепловых расширений усовершенствованной паровой турбины.

СВД-ВД - совмещенный цилиндр сверхвысокого и высокого давлений; СД - цилиндр среднего давления; НД - цилиндр низкого давления; ЭГ - электрогенератор; К - конденсатор; 1-6 - закрепленные на фундаменте стулья подшипников, опорные подшипники; 7 - упорный подшипник; 8 - жесткие связи корпусов СВД-ВД и СД со вторым стулом; 9 - жесткие продольные тяги, связывающие корпус СД и внутренний корпус НД; 10 - внутренний корпус ЯД; 11 - жесткие фланцевые муфты моторов.



Технические требования к пилотному
энергоблоку

По мнению авторов, теплоэнергетика и энергомашиностроение России "созрели" длясоздания пилотного энергоблока на новую ступень параметров пара и с улучшенными характеристиками турбины и турбоустановки, при разработке которых целесообразно учитывать следующие требования.

	Мощность Nэ=500-550 МВт, при которой, несмотря на умеренные объемные пропуски    пара в ЦВД из-за повышенного давления, лопатки первых ступеней будут иметь достаточную высоту, обеспечивающую при использовании методов, давно предложенных МЭИ, высокий КПД проточной части;

	Параметры свежего пара: pо =28:+30 МПа, tо =580+600 °С, один, а в будущем два промперегрева при примерно таких же температурах; давление в конденсаторе рк=3,4-3,6 кПа, соответствующее температуре воды 12 °С в Урало-Сибирском регионе, где в качестве топлива потребляется уголь; температура питательной воды (tп.в.. ~ 300 °С. Параметры свежего пара, температуры промперегрева и питательной воды должны быть выбраны на основе анализа технико-экономической эффективности всего энергоблока и характеристик используемых сталей. ;

	Расчет пилотного энергоблока с учетом его работы на каменном угле, добываемом в восточном регионе страны. Хотя некоторые наши энергетики придерживаются мнения, что развитие и техническое перевооружение отечественной теплоэнергетики должно осуществляться преимущественно на базе использования природного газа (например, [23]). Однако авторы убеждены в том, что использование твердого топлива имеет большое будущее и поэтому, кроме строительства ПГУ-У на газе, следует ориентироваться на угольные паротурбинные ТЭС.

	Экономичность (парадная) пилотного усовершенствованного энергоблока при  оптимизации тепловой схемы ПТУ и современных методах повышения эффективности всего оборудования, которая должна характеризоваться КПД нетто на уровне 44+46 %, т. е. удельным расходом топлива 267+256 г/(кВт*ч).

	Схема паровой турбины при одном промперегреве: 1ЦВД+1ЦСД+2ЦНД; при двойном промежуточном перегреве: 1ЦСВД+1ЦСД+2ЦНД.

	Гибридное парораспределение турбины; регулирующая ступень должна проектироваться на малый теплоперепад.

	"Всережимность" энергоблока - с возможностью его работы по двусменному графику и дополнительной выработкой мощности при отключении группы ПДВ.

	Диапазон изменения нагрузки для каменноугольного энергоблока 40-100 %, для газового - 20- 100 %.

	Пусковые характеристики - в соответствии с требованиями к маневренности конденсационных энергоблоков

	Ресурс, составляющий 200 000 ч.

Выводы

	Научно-технический задел и опыт эксплуатации энергоблоком СКД в России позволяют в настоящее время создать усовершенствованную паротурбинную установку на сверхвысокие параметры пара с одним, а на следующем этапе с двумя промежуточными перегревами, обеспечивающую экономию удельного расхода тепла брутто по сравнению со стандартными турбоустановками СКД примерно JO- 12 % при высоком уровне маневренности, "вссрсежимиости", необходимою ресурса и других эксплуатационных характеристик.

	При создании усовершенствованной установки применяются и основном традиционные технологии и материалы.

	Сформулированные основные технические требования к усовершенствованной турбине и ПТУ могут быть обеспечены изложенными в статье мерами: переходом на новую ступень начальных параметров пара (28-32 МПа, 580-600 °С), применением новых прогрессивных решений в тепловой схеме, конструкции турбины и вспомогательном оборудовании.

	Целесообразно создание пилотного энергоблока мощностью на уровне 500-550 МВт, на котором следует реализовать имеющиеся резервы совершенствования турбины и паротурбинной установки.

	Финансирование предлагаемого проекта, от реализации которого зависит дальнейшее развитие отечественного энергомашиностроения, должно взять на себя Российское акционерное общество энергетики. Организацию проекта целесообразно поручить Всероссийскому теплотехническому институту, а к сто разработке ВТ И следует привлечь организации, имеющие наибольший научный потенциал. Исполнителями проекта должны быть энсргомашиностроительные заводы России и в первую очередь ЛМЗ и ЗИО........................