Суммарная установленная мощность тепловых электростанций (ТЭС) Израиля в составе Хеврат Хашмаль (Israel Electric Corporation) по состоянию на декабрь 2008 г. составила 11,650 МВт.¹

Из них примерно 41.5% (то есть 4,840 МВт) приходится на долю двух пылеугольных паротурбинных ТЭС: Rutenberg  в Ашкелоне (2 × 575 МВт + 2 × 550 МВт) и Orot Rabin в Хадере (2 × 575 МВт + 4 × 360 МВт). Примерно 16.3% общей установленной мощности дают три ТЭС, работающие на газе и мазуте: Eshkol (4 × 228 МВт + 2 × 75 МВт), Riding (2 × 214 МВт) и Haifa (2 × 141 МВт + 2 × 72 МВт), причём мазутные энергоблоки мощностью 72÷75 МВт на ТЭС Eshkol и Haifa в настоящее время постепенно выводятся из эксплуатации и переводятся в режим холодного резерва. Оставшаяся часть, то есть около 42.2%, состоит из парогазовых установок (ПГУ) единичной мощностью 340÷370 МВт и газотурбинных установок (ГТУ) открытого цикла, причём прирост установленной мощности в последние годы идёт в основном именно путём вода новых ПГУ.

Суммарное производство электроэнергии в Израиле в 2008 г. составило 54,504 ГВтч при средней цене 0.121 $/(кВт×ч) и доле топливной составляющей в стоимости производства электроэнергии порядка 68%.

При том, что пылеугольные ТЭС представляют, как уже было сказано, только 41.5%  установленной мощности, их доля участия в производстве электроэнергии существенно выше, составив в 2008 г. 64.9%; 26% электроэнергии было произведено за счёт сжигания природного газа, 6% - дизельного топлива и 3.1% -мазута

В этом плане израильская теплоэнергетика имеет определённые черты сходства с энергетикой многих других промышленно развитых стран. Так, по данным World Coal Institute,² доля угля в производстве электроэнергии в Израиле составляет 71%, при том что (для сравнения) соответствующая цифра для ЮАР находится на уровне 94%, для Польши – 93%, Китая – 81%, Австралии – 76%, Казахстана – 70%, Индии – 68%, Чехии – 62%, США и Германии – 49%. Правда, в отличие от Израиля, во всех этих странах используется по преимуществу собственный уголь; доля импортного угля, если и есть, то невелика.

Несмотря на примерно вдвое более низкую цену угля за тонну в сравнении с природным газом, в силу примерно вдвое большей удельной теплотворной способности газа и более высокой экономичности ПГУ по сравнению с пылеугольными энергоблоками, производство электроэнергии на базе сжигания угля в Израиле оказывается дороже, чем на ПГУ, что не мешает эксплуатировать угольные ТЭС преимущественно в базовом режиме со среднегодовым коэффициентом использования установленной мощности (среднегодовой нагрузкой) порядка 85÷90% и выше, вытесняя энергоблоки, работающие на газе, а также частично ПГУ и  ГТУ в режим покрытия переменной части графика энергопотребления, тем более что эти виды оборудования более маневренны, более  приспособлены к работе в переменных режимах, чем пылеугольные энергоблоки.

Несмотря на недавнее открытие промышленного месторождения природного газа вблизи Хайфы, импортный уголь, по-видимому, и в дальнейшем будет обеспечивать существенную долю производства электроэнергии в Израиле. При этом неизбежно и необходимо строительство новых энергоблоков, работающих на угле, – как для замены старых энергоблоков, отработавших свой ресурс, физически и морально устаревших, так и для покрытия возрастающей потребности в электроэнергии. В связи с этим достаточно остро стоит вопрос о повышении экономичности этих энергоблоков. В рамках концепции цикла Ренкина наиболее эффективным путём для этого является повышение параметров пара на входе в турбину. Для энергетики Израиля данная проблема является особо актуальной именно в связи с относительно высокой стоимостью привозного угля. Стоит также отметить, что, помимо прочего, повышение экономичности производства электроэнергии даёт сокращение удельных (на 1 кВт×ч производства электроэнергии) выбросов в атмосферу. Даже безотносительно к пресловутому и достаточно спорному влиянию “парниковых газов” на изменение климата Земли, само по себе уменьшение (хотя бы и относительное) загрязнения окружающей среды является положительным и желательным фактором.

В настоящее время все паротурбинные энергоблоки ТЭС Израиля – и пылеугольные, и газомазутные – оснащены барабанными котлами с докритическим давлением свежего пара, ниже 220.6 бар – предельного давления, при котором сохраняется физическое различие между водой и водяным паром и водо-паровая смесь может быть разделена на равновесные фазы, то есть существует возможность сепарации пара). Номинальное давление свежего пара на действующих паротурбинных энергоблоках Израиля варьируется в пределах 138÷175 бар при температурах свежего и вторично перегретого пара на уровне 535÷538 ºС. Повышение давления свежего пара, переход к использованию сверхкритического давления (СКД) требует использования прямоточных котлов, эксплуатация которых, в частности, при переменных режимах, в том числе при пусках, имеет свои существенные особенности. Опыта такой эксплутации в Израиле на сегодняшний день нет.

По расчётным оценкам фирмы Siemens, переход от энергоблоков докритических параметров пара 167 бар, 538/538 ºС к энергоблокам СКД с параметрами пара 250 бар, 540/540 ºС даёт повышение коэффициента полезного действия (КПД) нетто на 1.5%; дальнейшее повышение параметров до 270 бар, 580/600 ºС обеспечивает повышение КПД ещё на 1.3%, и последуюший переход на параметы пара 285 бар, 600/620 ºС сулит прибавку КПД ещё на 0.6%.³ Более поздние расчётные оценки Alstom дают величину сокращения удельного расход тепла на 3.2% при переходе от параметров пара 170 бар, 540/540 ºС и конечной температуры питательной воды 260 ºС к параметрам пара 250 бар, 540/565 ºС и температуре питательной воды 290 ºС или 5.7% при переходе к параметрам пара 285 бар, 600/620 ºС и конечной температуре питательной воды 300 ºС.⁴ Сопоставительные данные по экономичности мощных энергоблоков с котлами японской котлостроительной корпорации Ishikawajima-Hariam Heavy Industries Co. (IHI) приведены в нижеследующей Табл. 1.⁵  

Таблица 1.

Сопоставление экономичности

энергоблоков докритического и сверхкритического давления с котлами IHI

Массовый ввод энергоблоков СКД в промышленную эксплуатацию в индустриально продвинутых странах начался в конце 1950-х – начале 1960-х гг., приобретая со временем всё больший масштаб и распространяясь на всё большее количество стран. По состоянию на 2004 г., во всем мире находилось в эксплуатации более 600 энергоблоков СКД, в том числе порядка 240 в России, странах СНГ, Прибалтики и Восточной Европы, около 170 – в США, около 100 – в Японии и около 60 в западно-европейских и южно-европейских странах.^6,7 Если на начальной стадии ведущую роль в создании и освоении блоков СКД играли США и СССР (по состоянию на конец 1991 г. в США и  в СССР работало, соответственно, 155 и 232 энергоблока СКД суммарной мощностью 106.2 и 79.4 ГВт)^6,8, то с начала 1990-х в силу различных обстоятельств разработка и ввод новых блоков СКД в этих странах прекратились (так же как, впрочем, в Италии и Великобритании), и они утратили своё ведущее положение. Начиная с 1990-х гг., основной “тон” в теплоэнергетике задают Япония и Германия. В 2000-е гг. к ним присоединились Южная Корея и Китай, причём если ещё до недавнего времени на новых сооружаемых электростанциях там устанавливалось исключительно импортное оборудование западно-европейских, японских и американских фирм, то теперь это оборудование уже самостоятельно производится на корейских и китайских заводах, хотя и в основном по зарубежным лицензиям. Возобновилось строительство энергоблоков СКД в США (первый после более чем 15-летнего перерыва энергоблок СКД был введен летом 2007 г. - WSEC , formerly CBEC4 энергообъединенияMidAmerican EC мощностью 790 МВт на параметры пара 253 бар, 566/593 ºС; При этом всё основное оборудование этого энергоблока, как и других блоков СКД, планируемых к вводу в США в ближайшие годы, поставляется японскими или, в отдельных случаях, западно-европейскими производителями. Из 172 энергоблоков СКД, введенных с начала 1998 г. и проектируемых к вводу до 2012 г., 70 энергоблоков находятся в Китае, 31 – в Европе, 19 – в Японии, 15 – в Южной Корее, 23 – в других странах Юго-Восточной Азии и в Австралии, 14 – в США и Канаде.^9,10 Возобновляется сооружение и/или осуществляется кардинальная реконструкция ранее введенных энергоблоков СКД в Дании, Италии, Великобритании, Греции, на Тайване. Первые энергоблоки СКД введены или сооружаются  в таких странах как Финляндия, Таиланд, Канада, Австралия, Индия, Нидерланды, Польша, Мексика и др. При этом, скажем, в Австралии и в Индии ввод энергоблоков СКД приобретает достаточно массовый характер. И в других странах первые энергоблоки СКД, как правило, недолго остаются единственными.

Для энергоблоков СКД “нового поколения” начала этого века характерна ориентация на относительно умеренные значения давления свежего пара – на уровне 240÷270 бар, причём безотносительно к уровню температур пара. В качестве характерного примера можно назвать реконструкцию трёх энергоблоков 660 МВт итальянской ТЭС Torrevaldaliga Nord.  Они отработали расчётный ресурс и фактически сооружёны заново, с сохранением ранее принятого давления свежего пара 240 бар, но с повышением температур свежего и вторично перегретого пара до 600/610 ºС..  Точно так же, практически все введенные в последние годы японские энергоблоки СКД с температурами пара вплоть до 600÷610 ºС работают с давлением свежего пара в пределах 240÷250 бар. ^9,10  

В 1960-е гг., параллельно с широким внедрением энергоблоков СКД, было начато освоение опытно-промышленных блоков ультра-сверкритического давления (УСКД) с давлением свежего пара свыше 300 бар.* В начале 1990-х гг., на волне успеха освоения блоков УСКД на японской ТЭС Kawagoe (два блока мощностью по 700 МВт с параметрами пара 310 бар, 566/566/566 ºС), предполагалось, что дальнейшее развитие паротурбинных энергоблоков будет идти в основном в направлении применения именно УСКД с двухкратным промежуточным перегревом, с одновременным ростом и давления, и температур пара.⁸ В числе энергоблоков, введенных или предполагаемых к вводу в эксплуатацию в 1998÷2012 гг. единственным блоком УСКД является датский энергоблок Avedǿre 2 мощностью 390 МВт с параметрами пара 300 бар, 580/600 ºС, а двухкратный промперегрев (582/580/580 ºС) реализован только на блоках СКД 290 бар, близких к УСКД, того же датского энергообъединения ELSAM (в настоящее время DONG Energy Power A/S) – газомазутном блокеSkærbæk 3 (введен в эксплуатацию в октябре 1997 г.) и пылеугольном блоке Nordjylland 3 (октябрь 1998 г.). На фоне других энергоблоков СКД, введенных и подлежащих вводу в начале ХХI века, они выглядят скорее исключением из правила.

Отказ от перехода на УСКД в качестве первоочередной задачи представляется оправданным, поскольку с ростом уровня давления пара его дальнейшее повышение (при тех же значениях температур пара) приводит ко всё меньшему увеличению располагаемого теплоперепада и КПД цикла, при этом требуется использовать более мощные насосы питательной воды, более толстостенные трубы поверхностей нагрева, паропроводы, коллекторы и корпусные детали, что удорожает установку; одновременно усложняя и ведение переходных режимов из-за более высоких температурных напряжений в более толстостенных элементах конструкции. Вместе с тем, следует отметить, что часть новейших западно-европейских энергоблоков СКД, запланированных к вводу в конце рассматриваемого временного интервала 1998÷2012 гг., проектируется на давление свежего пара свыше 270 бар, но не выше 286 бар, и в целом для периода после 2005÷2006 гг. имеет место общая тенденция к повышению среднего для вводимых энергоблоков значения давления свежего пара.^9,10

Что касается температур свежего и вторично перегретого пара, то при отсутствии в конкретной стране опыта эксплуатации энергоблоков СКД первые вводимые энергоблоки этого типа, как правило, проектируются на умеренные, ранее освоенные температуры пара 538÷566 ºС. Это, в частности, касается Австралии, Индии, стран Юго-Восточной Азии и Центральной Америки. Так первые энергоблоки СКД, сооружённые в Китае в первое десятилетие их освоения, то есть в 1992÷2002 гг., проектировались на давление пара 240÷242 бар и температуры 540÷566 ºС. Аналогично, первая серия южнокорейских энергоблоков 500 МВт проектировалась на параметры пара 249 бар, 538/538 ºС, и первый блок СКД, сооружённый фирмой Hitachi в Канаде (блок Genesee 3 мощностью 495 МВт, введен в эксплуатацию в 2005 г.), также запроектирован на умеренные параметры пара 251 бар, 570/568 ºС, при том что фирма Hitachiк тому времени уже имела достаточно обширный опыт проектирования и освоения энергоблоков СКД с температурами пара 600/610 ºС. По мере накопления опыта эксплуатации блоков СКД происходит повышение уровня температур пара для новых вводимых блоков. Различие состоит лишь в степени консервативности в реализации этого процесса – длительности этапа накопления опыта и скорости темпов повышения температур пара. Так, в Южной Корее после ввода серии энергоблоков СКД 500 МВт с параметрами пара 249 бар, 538/538 ºС последовало повышение температур пара до 566/566 ºС и только затем до 566/593 ºС (блоки 500 и 800 МВт). Аналогично,  в  Китае за серией  блоков с температурами пара 540 ºС последовали блоки с температурами пара 566/566 ºС и затем - 600/600 ºС. Однако этим процессам предшествовал важнейший этап освоения новых уровней температур пара японскими и западно-европейскими энергомашиностроительными фирмами на ТЭС Японии, Германии, Дании.

Применение второго промежуточного перегрева пара, по расчётным оценкам Siemens, даёт повышение КПД блока порядка 0.8%.³ Однако при этом существенно усложняется компоновка пароперегревателей котла, появляются дополнительная высокотемпературная секция турбины и, главное, дополнительные “горячие” паропроводы второго промперегрева большого диаметра (из-за малой плотности пара при относительно низком давлении и высокой температуре), что существенно усложняет компоновку энергоблока и увеличивает капитальные затраты. Поэтому в условиях относительно невысоких значений сверхкритического давления свежего пара (ниже 300 бар) и возможностей повышения температур свежего и вторично перегретого пара отказ от применения двухкратного промперегрева также кажется вполне обоснованным.

Переход на новый уровень температур пара требует использования более жаропрочных материалов для основных высокотемпературных деталей котла, турбины и паропроводов свежего и вторично перегретого пара. В качестве примера, для коллекторов свежего пара использование более жаропрочных ферритных хромистых сталей допускает одновременное повышение и температуры (в пределах до примерно 620 ºС), и давления свежего пара (до примерно 300 бар), однако при переходе на использование другого класса материалов (аустенитной стали или сплава на основе никеля) выход на новый уровень температур пара (до 645 ºС и 685 ºС, соответственно) происходит без повышения давления свежего пара.³ Аналогичные проработки выполнены также и для других критических элементов конструкции котла (труб топочных экранов, выходных секций пароперегревателей и так далее). При температурах свежего пара до 550 ºС все поверхности нагрева котлов могли выполняться из сталей ферритного и мартенситного классов, но при 600 ºС для выходных секций перегревателей свежего и вторично перегретого пара уже должны использоваться аустенитные стали.

В котлах фирмы Babcock-Hitachi K.K (ВНК) для серии японских энергоблоков СКД мощностью 1000-1050 МВТ  трубки выходных секций подвесных перегревателей свежего и вторично перегретого пара выполняются из жаропрочных аустенитных сталей c 18%-ным содержанием хрома, но для пароперепускных паропроводов и коллекторов свежего пара применяются стали ферритного класса с 9%-ным содержанием хрома. Использованные технологические и конструктивные решения были отработаны и проверены на блоке СКД Matsuura 2 мощностью 1000 МВт с параметрами пара 241 бар, 593/593 ºС, а затем повторены и на других блоках, включая Tachibana-wan 2 мощностью 1050 МВт с рекордными на сегодняшний день параметрами пара 250 бар, 600/610 ºС.^11,12 

Конструкционные материалы, реально используемые в настоящее время в основных элементах конструкции турбин японских энергоблоков СКД при  температурах пара 593÷600 ºС,  в сравнении с материалами, используемыми на уровне температур пара 538÷566 ºС, приведены в Табл. 2.^{7,11 и др.}

 Таблица 2. 

Смена конструкционных материалов для основных высокотемпературных элементов конструкции турбины при повышении температур свежего и вторично перегретого пара с 538÷566 ºС до 593÷600 ºС

Разработки новых конструктивных материалов для энергоблоков с повышенными температурами пара ведутся также по общеевропейской программе COST (Co-Operation in the field of Scientific and Technical researches), поддерживаемой Европейским Союзом. По мнению специалистов Alstom, результаты этих, а также японских разработок должны позволить уже в начале 2010-х гг. создать энергоблоки СКД с параметрами пара 280 бар, 630/650 ºС, а затем начать освоение энергоблоков УСКД на параметры пара 350 бар, 700/720 ºС. Согласно европейскому проекту AD700, создание первого опытного энергоблока мощностью брутто 550 МВт на эти параметры пара предусматривается в Дании с предполагаемым вводом в 2014 г. На 2015 г. планируется ввод энергоблока УСКД 550 МВт на те же параметры пара в Германии на ТЭС Wilhelmshaven. Предполагается, что пилотные энергоблоки УСКД нового поколения будут иметь КПД нетто на уровне 50÷51%.^9,10

На энергоблоки УСКД проекта AD700 был первоначально ориентирован разработанный фирмой Siemens “горизонтальный” прямоточный котёл с горизонтально расположенной топочной камерой и вертикальными панелями топочных экранов (типа котла Бенсона). В дальнейшем эта разработка была переориентирована на использование в качестве котла-утилизатора отработавших газов в ПГУ. Опытный образец такого котла находится в эксплуатации на опытно-промышленной ПГУ Cottam в Великобритании.¹³ В ближайшей перспективе рассматривается возможность создания на базе этого котлоагрегата ПГУ СКД.

Примечателен также ввод в эксплуатацию летом 2009 г. на польской ТЭС Lagisza первого в мире энергоблока СКД с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС) мощностью 460 Мвт с котлом фирмы Foster Wheeler и параметрами пара 275 бар, 560/580 ºС.¹⁴  На 2013 г. запланирован ввод аналогичного энергоблока меньшей мощности 330 МВт, с котлом с ЦКС и температурами пара 565/565 ºС, на российской Новочеркасской ГРЭС.

Таким образом, есть основания говорить о расширении внедрения энергоблоков СКД не только в географическом плане – в том числе в странах, где такие энергоблоки до сих пор не использовались, но и в плане разнообразия используемых технологических схем ТЭС.

Повышение экономичности современных паротурбинных энергоблоков обеспечивается также повышением внутреннего относительного КПД проточной части турбины. Опубликованные в печати данные по КПД наиболее экономичных паровых турбин энергоблоков СКД японских и немецких ТЭС, введенных в эксплуатацию к концу ХХ века, сведены в Табл. 3.¹²

Таблица 3

КПД брутто наиболее экономичных паровых турбин

японских и немецких энергоблоков СКД, введенных в конце ХХ века

Обращает на себя внимание, что близкие по уровню значения КПД, с учётом различия в конечном давлении (вакууме в конденсаторе), достигнуты на турбинах с существенно разнящимся уровнем параметров пара. Это свидетельствует о том, что, по крайней мере, для некоторых типов турбин существуют ещё значительные резервы повышения экономичности путем сокращения потерь в проточной части, использования более прогрессивных конструктивных решений, Более того, существует и резерв повышения экономичности турбин в целом до, по крайней мере, 50% и выше.⁷

Представляют также интерес официальные китайские данные по гарантийным удельным расходам тепла (и, следовательно, КПД) турбин для энергоблоков СКД, изготавливаемых китайскими предприятиями по зарубежным лицензиям. Данные эти сведены в нижеследующую Табл. 4.¹⁵

Таблица 4

Удельные расходы тепла для турбин энергоблоков СКД,

изготавливаемых китайскими предприятиями

по лицензиям зарубежных фирм

Наряду с данными о КПД турбины в целом, представляют интерес также достигнутые значения внутреннего относительного  КПД отдельных цилиндров (отсеков) турбин. Так, для турбины Siemens энергоблока СКД Boxberg Q приёмочные испытания дали значения внутреннего относительного КПД цилиндров ВД и СД равные, соответственно, 94.2% и 96.1%. Эти цифры, хотя и являются рекордными, могут рассматриваться как достаточно характерные для современного этапа развития турбостроения. При этом следует отметить, что значения  внутреннего относительного КПД отсека турбины в достаточно малой степени зависят от параметров пара – скорее от его объёмного расхода. Это даёт возможность рассматривать в одном ряду данные, полученные на турбинах с различными параметрами пара. Так, например, при модернизации фирмой Alstom ЦВСД турбины GE на американской ТЭС J.K.Spruce последующие приёмочные испытания дали следующие значения внутреннего относительного КПД: для части ВД - 93% и для части СД – 95.7%, тогда как для лучших паровых турбин производства 1980-х гг. эти величины находятся на уровне 90% и 93%, соответственно. Другой пример – при реконструкции фирмой Siemens турбины немецкой ТЭС Mehrum мощностью 750 МВт полученные значения внутреннего относительного КПД для частей ВД и НД составили 93.6% и 89.9% по сравнению с изначальными цифрами для этой турбины, равными 85.5% и 87.2%.⁷

Статистическая обработка доступных из открытой печати данных по экономичности энергоблоков СКД, фактически введенных за последние 10 лет и предполагаемых к вводу до 2012 г. приведена на рис. 1.^9,10 Отбирались данные, достоверно относящиеся к КПД блока нетто, вычисляемому по низшей теплотворной способности топлива LHV; были отсечены данные для вышеупомянутых датских энергоблоков Nordjylland 3 и Avedǿre 2 как недостаточно репрезентативные, и, наконец, в качестве аргумента для сопоставления и анализа тенденции развития была взята некая “эффективная” температура параt_ef, рассчитываемая как

t_ef = (t_sh + 0.78×t_rh)/1.78 + 0.34× (p_sh – p_sh^av),

где  t_sh – температура свежего пара (ºС), t_rh - температура вторично перегретого пара (ºС), взятая с коэффициентом влияния 0.78 исходя из предположения, что доля мощности, вырабатываемой ЦВД (до промперегрева), составляет примерно 22% от общей мощности турбины, p_sh и p_sh^av = 264 бар – давление свежего пара и его среднее значение для рассматриваемой выборки. При введении “поправки” на отличие давления свежего пара от среднего значения предполагалось исходя из данных Ishikawajima-Hariamа Heavy Industries,⁵ что в рассматриваемом диапазоне варьирования давления свежего пара изменение величины p_sh на 50 бар вызывает такое же изменение КПД, как и изменение температур свежего и вторично перегретого пара на 17 ºС. 

Рис. 1. Рост КПД энергоблоков СКД с повышением параметров пара

Для сравнения – лучшие пылеугольные энергоблоки докритического давления на параметры пара 166 бар, 568/568 ºС, введенные в эксплуатацию в конце ХХ века (как, например, 670 МВт-ные энергоблоки на ТЭС Castle Peak, Гонг Конг, или Drax, Великобритания),  имеют КПД нетто, по низшей теплотворной способности топлива LHV, около 40%.¹⁶ Даже при более низкой “эффективной” температуре пара 550 ºС энергоблоки СКД имеют КПД неттоLHV на уровне 41.1÷42% (энергоблоки Schwarze Pumpe, Германия; Waigaoqiao II, Китай), а с повышением “эффективной” температуры до вполне умеренного уровня в 570 ºС этот показатель возрастает до 43.3÷43.6% (Lagisza, Польша; Genesee 3, Канада). Дальнейшее повышение параметров пара энергоблоков СКД в пределах освоенных на сегодняшний день параметров обеспечивает рост этого показателя до 46-47%, то есть как минимум на 6-7% выше, чем это достижимо на блоках докритического давления.

Приведенные данные наглядно свидетельствуют о том, что сохранение ориентации теплоэнергетики Израиля на использование пылеугольных паротурбинных энергоблоков докритического давления с барабанными котлами приведёт к всё возрастающему отставанию от достижимого и достигнутого, в том числе и в развивающихся странах, уровня экономичности. Новые планируемые к сооружению в Израиле пылеугольные блоки должны проектироваться на СКД свежего пара, с прямоточными котлами. В связи с отсутствием в Израиле опыта эксплуатации подобных энергоблоков, на первых блоках этого типа, по-видимому, целесообразно иметь достаточно умеренные параметры пара на уровне 240÷250 бар, 540÷570 ºС с выходом на последующих энергоблоках на уровень 260÷270 бар, 570÷590 ºС.

Ссылки:

1.     

http://www.israel-electric.co.il/bin/ibp.jsp?ibpDispWhat=zone&ibpDisplay=view&ibpPage=ENGProjects&ibpDispWho=pp&ibpZone=pp&  

2.      http://www.worldcoal.org/coal/uses-of-coal/coal-electricity/

3.    Franke J., Kral R., and Wittchow E. “Steam Generators for the Next Generation of Power Plants”, VGB PowerTech, vol. 79, No. 12, 1999, 42-47

4.    Tremmel A. and Hartmann D. “Efficient Steam Turbine Technology for Fossil Fuel Power Plants in Economically and Ecologically Driven Markets”, VGB PowerTech, vol. 84, No. 11, 1984, 38-43

5.    Takano S. “Introduction of the state-of-the-art technology of IHI for ultra-supercritical power plant” –http://www.egcfe.ewg.apec.org/publications/proceedings/CFE/Thailand_2006/session%202/2.1%20Takano/Session_2_Mr._Takano@IHI_.pdf

6.     Luby P. “Supercritical systems”, Modern Power Systems, vol. 23, Nо.8 (2003), 27-32

7.    Leyzerovich A. Steam Turbines for Modern Fossil-Fuel Power Plants, The Fairmont Press, 2007, 537 p.

8.    Leyzerovich A. Large Power Steam Turbines: Design & Operations, PennWell, 1997, 2 vols., 1294 p.

9.    Лейзерович А.Ш. и др. “Современные пылеугольные паротурбинные энергоблоки сверхкритического давления, Энергохозяйство за рубежом, Nо. 5 (246), 2009, 38-52

10.  Leyzerovich A. “A progress report: Recent trends in steam parameters for supercriticals”, Modern Power Systems, vol. 29, No 12, 2009, 31-39

11.   “Tachibana-wan unit 2 takes a supercritical step forward for Japan”, Modern Power Systems, vol. 21, No. 11, 2001, 41-47

12.  Leyzerovich A. “New Benchmarks for Steam Turbine Efficiency”, Power Engineering, vol. 106, No. 8, 2002, 37-42

13.  Galopin J.F. “Going supercritical: once-through is the key”, Modern Power Systems, vol. 18, No. 12, 1998, 39-43

14.  Nuortimo K. “Lagisza, world’s largest CFB boiler begins commercial operation”, Modern Power Systems, vol. 30, No. 4, 2010, 28-31

15.  Zongrang Z. “Development of 1000-MW Ultra Supercritical Coal-Fired Units in China” -

http://www.egcfe.ewg.apec.org/publications/proceedings/CFE/Hanoi_2007/5-3_Zongrang.pdf"

16.  Welford G. “Vertical tubes improve supercritical systems”, Modern Power Systems, vol. 20, No. 5, 2000, 31-35