Стартовая >> Архив >> Генерация >> Атомные электрические станции и их оборудование

Турбинные установки - Атомные электрические станции и их оборудование

Оглавление
Атомные электрические станции и их оборудование
Выработка, распределение и потребление энергии
Типы АЭС и их технологическое оборудование
Тепловая и общая экономичность АЭС
Баланс теплоты и показатели экономичности АЭС
Регенеративный подогрев питательной воды
Конструкции регенеративных подогревателей
Деаэрационно-питательные установки
Питательные установки
Испарительные установки
Схемы включения испарителей в тепловую схему АЭС
Конденсационные установки
Теплотехнические схемы конденсаторов
Конструкция и выбор конденсаторов
Системы технического водоснабжения
Типы и принцип работы охладителей оборотных систем технического водоснабжения
Баланс теплоносителя и рабочего тела
Реакторные установки
Характеристика основного оборудования реакторных контуров
Вспомогательные реакторные системы, вопросы безопасности
Системы аварийного охлаждения
Парогенераторные установки
Парогенераторы на АЭС с жидкометаллическим теплоносителем
Турбинные установки
Теплофикационные установки
Активация и дезактивация
Вентиляционные установки
Технологический транспорт
Водно-химические режимы и физико-химические процессы
Генеральный план и компоновки
Компоновка главного корпуса АЭС
Трубопроводы
Редукционные установки, арматура трубопроводов
Тепловые схемы АЭС с водным теплоносителем
АЭС с жидкометаллическим теплоносителем
Режимы работы АЭС
Схемы регулирования мощности энергоблоков
Вопросы для самопроверки, список рекомендуемой литературы

Глава двенадцатая
ТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ НА АЭС

Особенности турбоустановок насыщенного пара

На АЭС с водным теплоносителем устанавливаются турбины насыщенного пара. Низкие начальные параметры вынуждают пропускать большие количества пара. Быстрое нарастание влажности по ступеням турбин приводит к использованию внутритурбинных и внешних влагоулавливающих устройств. Влажность пара снижает внутренний относительный КПД турбины и вызывает эрозийный износ проточных частей:
(12.1)
где— внутренние относительные КПД турбины на
влажном и перегретом паре; хср — средняя сухость пара, %.
Из (12.1) следует, что с увеличением влажности на 1 % происходит снижение т]0,- на 1 %. При = 0,8.

варианты промежуточной системы турбоагрегата насыщенного пара
Рис. 12.1. Основные варианты промежуточной системы турбоагрегата насыщенного пара:

а — однократная промежуточная сепарация, б — двукратная промежуточная сепарация: в — однократная промежуточная сепарация и одноступенчатый перегрей пара; г — однократная промежуточная сепарация и двукратный перегрев пара

Для борьбы с эрозией лопаток турбин проводят упрочнение их поверхности с применением различных способов: закалка, хромирование, электроискровая обработка и др. В последние годы лопатки последних ступеней турбин выполняются из эрозионностойких материалов. Для турбины К-220-44/3000 лопатки последних ступеней цилиндра низкого давления выполнены из стали 1Х12ВНМ, для более мощных турбин — из титановых сплавов. Некоторые турбины насыщенного пара имеют внутренние ловушки для влаги, как это сделано для турбины К-500-65/3000.
Наиболее эффективным способом отвода влаги из турбины является отбор пара на регенеративные подогреватели и, если такие отборы существуют после каждой ступени расширения, то нет необходимости в разработке дополнительных внутритурбинных влагоулавливающих устройств.
Допустимая влажность пара зависит от высоты лопатки и скорости вращения турбины, т. е. от окружной скорости и находится в пределах 7—15%. Так, при радиусе лопатки 1500 мм и скорости вращения 25 с-1 (1500 об/мин) допустимая влажность шдо11=13—14%, а для скорости вращения 50 с-1 (3000 об/мин) тадоп — 7—8%. В гл. 3 показана необходимость промежуточной сепарации в сочетании с промежуточным перегревом пара. Схемы промежуточных устройств сепарации и промперегрева могут быть различными и зависят от начальных параметров пара.

 На рис. 12.1, а представлена схема только с одной ступенью сепарации. Свежий пар 1 подается в цилиндр высокого давления (ЦВД) 2. После достижения допустимой влажности пар направляется во внешний сепаратор 3.
Отсепарированный конденсат 6 направляется в систему регенерации, а осушенный (обычно степень сухости пара после сепаратора принимается 99%) пар направляется в цилиндр низкого давления (ЦНД) 4. Отработавший пар 5 поступает в конденсатор. Такая схема реализована на турбинах типа К.-75-30/3000, установленных на первой и второй очередях Нововоронежской АЭС с реакторами ВВЭР-210 и ВВЭР-365. Здесь: К означает конденсационный тип турбины, 75 — мощность турбины, МВт (эл.), 30 — давление перед турбиной в старой системе единиц, кгс/см2 (3 МПа), 3000 — скорость вращения турбины, об/мин (50 с-1). Для Ро=3 МПа можно ограничиться лишь одной ступенью сепарации, при этом ауД°п=12% при давлении в конденсаторе рк=0,004 МПа. Высота лопатки последней ступени ЦНД — 740 мм. При переходе на давление перед турбиной р0 = 4,5 МПа и выше, одной ступени сепарации недостаточно. В этом случае следует брать либо две ступени сепарации (рис. 12.1, б), либо одну ступень сепарации в сочетании с одноступенчатым (рис. 8.1, в) или двухступенчатым (рис. 12.1, г) промежуточным перегревом пара. На рис. 12.1, б турбоустановка усложняется за счет появления еще одной части турбины — цилиндра среднего давления 7. Такая схема турбины не реализована.
В схеме рис. 12.1, в промперегрев осуществляется свежим паром в поверхностном промежуточном перегревателе 8. Температура перегретого пара £Пп будет меньше температуры свежего пара U на значение А/Пп в поверхностном подогревателе.
В схеме с двухкратным перегревом пара (рис. 12.1, г) первая  ступень подогрева осуществляется отборным паром, вторая ступень— свежим паром. Это уменьшает расход свежего пара на подогрев.

Конструктивные схемы турбин

Основные характеристики представлены в табл. 12.1.
Первые турбины насыщенного пара типа АК-70-30/3000 были  установлены на первом блоке Нововоронежской АЭС с реактором ВВЭР-210. В последующем в результате модернизации этой турбины на второй очереди использованы турбины К-75-30/3000 с начальными параметрами пара /?о=2,95 МПа и /о=232°С, с расчетным давлением в конденсаторе рк = 3,9 кПа. Турбина работает по циклу с промежуточной сепарацией пара при рееп=0,2 МПа. После ЦВД влажность пара 12%, после сепаратора — 0,5% (рис. а). Относительно небольшие размеры последней лопатки турбины (740 мм) позволяют иметь допустимую влажность в конце турбины до 19 %. Тепловая схема турбоустановки включает три ПНД, два ПВД и деаэратор с давлением рд=0,33 МПа. Температура питательной воды *п.в=195°С. Турбина имеет один ЦВД и один двухпоточный ЦНД. Опыт эксплуатации турбин K-75-30/300Q позволил успешно решить задачу по созданию турбин К-220-44/3000 для АЭС с ВВЭР-440. Параметры пара перед турбиной Ро=4,3 МПа, fo=255°C. Турбина работает по схеме рис.г с двухкратным перегревом пара /Пе=241 °С при давлении Рсеп = 0,27 МПа.

Таблица 12,1. характеристика отечественных турбин насыщенного пара
характеристика отечественных турбин насыщенного пара

Влажность после ЦНД —7%, после ЦВД — 13%. Тепловая схема турбоустановки включает пять ПНД, три ПВД, деаэратор с давлением 0,59 МПа. Температура питательной воды tпв = 225°С. Турбина имеет один ЦВД и два двухпоточных ЦНД.
Единичную мощность можно повысить с использованием тихоходных турбин с числом оборотов «=25 с-1 (1500 об/мин). Переход на пониженное число оборотов позволяет выбирать большую высоту лопаток последних ступеней, что увеличивает площадь выпуска пара.
Для V блока Нововоронежской АЭС мощностью 1000 МВт с реактором ВВЭР-1000 установлены две турбины К-500-60-1500, работающие на параметрах пара р0=5,9 МПа и t0=274оС. Турбина работает по схеме рис. 12.1, г с одной ступенью сепарации при давлении рСеа= 1,2 МПа и двухкратным промперегревом с tuc = = 250 °С. Расчетное давление в конденсаторе рк = 5,85 кПа.
Тепловая схема включает четыре ПНД, три ПВД, деаэратор с рд=0,7 МПа, температура питательной воды  Пв=225°С. Особенностью турбины К-500-60/1500 является боковое расположение конденсаторов, что упрощает сооружение фундамента турбины, и кроме ЦВД и ЦНД имеется цилиндр среднего давления (ЦСД). Турбина имеет совмещенный ЦВД и ЦСД и один двухпоточный ЦНД.
На базе турбины К-500-60/1500 для серийного блока 1000 МВт с реактором ВВЭР-1000 создана турбина К-1000-60/1500 с теми: же начальными параметрами пара. Имеется несколько структурных схем таких турбин: один двухпоточный ЦВД, один двухпоточный ЦСД и два двухпоточных ЦНД при рк=5,9 кПа, и вторая схема с одним двухпоточным ЦВД и двумя двухпоточными ЦНД при рк=5,8 кПа.
Тепловая схема турбины К-1000-60/1500 включает четыре ПНД, три ПВД, деаэратор с давлением 0,7 МПа, fn.B=225°C.
Тихоходные турбины К-1000-60/1500 изготавливаются Харьковским турбостроительным заводом (ХТЗ), Ленинградский металлический завод (ЛМЗ) разработал быстроходную турбину К-1000-60/3000 для работы в моноблоке с реактором ВВЭР-1000. Структурная схема турбины включает один двухпоточный ЦВД и четыре двухпоточных ЦНД при рк=5,9 кПа. Схема турбины имеет одноступенчатую сепарацию рСеп=0,56 МПа и однократный промперегреватель свежим паром, £пе=250—260°С (рис. 12.1, в).
Тепловая схема турбины К-1000-60/3000 включает 5 ПНД, один ЦВД и деаэратор с рд = 1,2 МПа, /П.„ = 220°С. Конденсат греющего пара промперегревателя насосом закачивается в питательную магистраль после ПВД.
Для блоков мощностью 1000 МВт с канальными кипящими реакторами РБМК-1000 на ХТЗ созданы быстроходные турбины К-500-65/3000 на параметры свежего пара р0=6,46 МПа и t0= = 280°С. В турбине осуществляется однократная сепарация и двухкратный перегрев пара по схеме рис. 12.1, г; рСеп=0,34 МПа, fne=265°C. Структурная схема турбины состоит из одного двухпоточного ЦВД и четырех двухпоточных ЦНД. Тепловая схема включает 5 ПНД и деаэратор с давлением 0,7 МПа, tПв=tд= =165 °С.
Для блока 1500 МВт с реактором РБМК-1500 ХТЗ разработана турбина К-750-65/3000 на рабочие параметры руо=6,46 МПа и *о=280° С при рк=4,4кПа. Структурная схема, как и К-500-65/3000, состоит из одного двухпоточного ЦВД и четырех двухпоточных ЦНД. Давление промежуточной сепарации повышено, рСеп= = 0,52 МПа, tпо=263°С.
Тепловая схема турбоустановки К-750-65/3000 включает 5 ПНД и деаэратор с рд=1,2 МПа, *п.в=177°С. Особенностью турбин К-500-65/3000 и К-750-65/3000 является работа их на радиоактивном паре. По этой причине все водяные емкости системы регенерации должны иметь биологическую защиту. Все протечки радиоактивного пара должны собираться и направляться на дезактивацию. Для выработки нерадиоактивного пара на уплотнения турбин в тепловых схемах турбоустановок имеется испаритель.

Выбор параметров промежуточной сепарации и промперегрева

Из уравнения (3.27) и рис. 3.5 видно, что применение промежуточной сепарации и промперегрева увеличивают тепловую экономичность АЭС. Выигрыш в тепловой экономичности существенно зависит от схемы осуществления промежуточной сепарации и промперегрева. Из рис. 12.2 видно, что при использовании только сепарации (кривая 1) (как это сделано для турбин К-70-30/3000) оптимальное разделительное давление можно выбирать в широком диапазоне от 3 до 20 % начального давления ро.
При использовании однократной сепарации с одноступенчатым перегревом пара (кривая 2) оптимальное разделительное давление находится в пределах 8—22 % от начального давления. В аналогичных пределах находятся оптимальные значения разделительного давления и для одноступенчатой сепарации с двухступенчатым перегревом пара (кривая 3).

Рис 12 2. Повышение   экономичности турбоагрегата на насыщенном паре в зависимости от давления в сепараторе (СПП):
1 — только сепарация; 2 — сепарация и одноступенчатый перегрев;  3 — сепарация и двухступенчатый перегрев

Если сравнить начальные давления р0 перед турбиной и разделительные давления для отечественных турбин, рассмотренных в § 12.2 (см. табл. 12.1), то не у всех турбин оно принято оптимальным. Если давление перед турбиной р0=4,4 МПа, то рсеп  = 0,35—0,77 МПа, для р0=6 МПа Рсеп^0,45—1,3 МПа, для р0= = 6,5 МПа Рсеп=0,48—1,3 МПа.
Для турбин К-220-44/3000 и К-500-65/3000 разделительное давление принято меньше оптимальных значений. Это связано с тем, что для ускорения проектирования и выпуска турбин для АЭС использовались отдельные корпуса турбин, хорошо зарекомендовавшие себя в эксплуатации на ТЭС, работающих на органическом топливе. Так, конструкция ЦНД турбины К-75-30/3000 полностью повторяет ЦНД турбины К-100-90/3000 для ТЭС. Для ЦНД турбины К-220-44/3000 использованы конструкции турбин К-300-240/3000 и К-500-240/3000 для ТЭС.
Выигрыш в тепловой экономичности определяется не только оптимальным значением разделительного давления, но и конечной температурой перегрева пара tПе. Чем выше tпе  тем выше тепловая экономичность. Но повышение tne приводит к уменьшению

Таблица 12.2. Основные характеристики (сепараторов-пароперегревателей


Характеристика

СПП-2 20М

СПП-1000

СПП-500 1

СПП-750

Количество на одну турбину

2

4

4

4

Нагреваемая среда:

13

11,6

15,4

13

влажность перед сепаратором, %

давление на входе, МПа

0,3

1,13

0,33

0,47

температура на выходе, °С

241

250

263

263

расход на входе, кг/с

135,6

327,8

141,1

181,4

Греющий пар:
давление на входе, МПа:

 

 

 

6,2

первая ступень

1,77

2,7

1,92

вторая ступень

4,23

5,71

6,27

температура на входе, °С:

 

228,1

 

 

первая ступень

206,2

210

278

вторая ступень

253,5

272,3

278,4

расход, кг/с:

 

 

8,75

31,1

первая ступень

8,92

10,47

вторая ступень

7,44

18,03

11,7

25

Число сепарационных блоков

16

20

20

Число сепараторов в блоке

5

6

3

5

Число труб пароперегревателя:

 

 

14 876

8420

первая ступень

3478

2960

вторая ступень

3440

3959

17 780

Число модулей (кассет):

 

96

60

Один

первая ступень

94

вторая ступень

93

107

70

пучок

Наружный диаметр корпуса, м

3,48

3,49

4,17

4,0

Высота корпуса, м

13,98

13,35

9,05

13,6

Масса сухого аппарата, т

109

128

119

165

Снижение Atпп увеличивает поверхность теплообмена  промпароперегревателя, что ведет к удорожанию установки. Минимальное значение   выбирается на основе технико-экономических расчетов и оптимальные его значения равны 18—25°<5°С. Из табл. 12.1 видно, что для турбин К-220-44/3000 Atпп составляет 13,9°С, для К-500-65/3000 он составляет 15,4°С, для K-750-65-3G-3000— 17,4 °С. Для всех тихоходных турбин  = 24,3 СС.
Промежуточные пароперегреватели являются теплообменниками паро-парового типа, у которых коэффициент теплопередачи мал, так как с обеих сторон поверхность обмывается газом (паром). Поэтому АСн существенным образом влияет на поверхность теплообмена. Чем меньше ДСш, тем больше поверхность,   больше его металлоемкость и стоимость.
Увеличение поверхности пароперегревателя ведет к увеличению его объема. Суммарный объем промежуточных элементов ti турбины (сепаратора и промперегревателя) вынуждает применять дополнительные меры от разгона турбины при отключении ст стопорного клапана. Так, если расход пара в ЦВД прекращается, тс, то пар из объема сепаратора и промперегревателя через ЦНД м может раскручивать турбину до предельно опасных оборотов. По1о этой причине для уменьшения объема сепаратора и промперегревателя их выполняют в едином элементе и называют сепаратором-пропромперегревателем (СПП). Для защиты турбины от разгона после те СПП стоит отсечной клапан для сброса пара помимо ЦНД в конденсатор или в атмосферу на двухконтурных АЭС и в конденсаторгор или в баки-барботеры для одноконтурных АЭС. В табл. 12.2 приведены основные характеристики СПП.

Выбор числа выхлопов турбин


Рис. 12.3. Зависимость удельного объема и температуры насыщения пара от вакуума в конденсаторе

В гл. 3 было показано, что чем ниже давление в конденсаторе, тем больше сработанный теплоперепад, тем выше тепловаяая экономичность. По этой причине давление в конденсаторе сл следует принимать небольшим. С другой стороны, как это видно из рис. 12.3, чем ниже давление в конденсаторе, тем больше удельный объем пара.

Выходные скорости пара возрастают, увеличиваются потери с выходной скоростью пара (см. рис. 3.3).

Рис 12.4. Процессы в h, s-диаграмме для турбин насыщенного пара для АЭС с ВВЭР и РБМК: а — К-220044/3000; б — К-10000-60/1500-2; в — К-1000-60/3000; г — К-500-65/3000; д — К-750-65/3000

Для уменьшения потерь с выходной скорости приходится применять большие сечения для выхода пара из последних ступеней турбин. Так как высота лопаток последних ступеней ограничена во избежание эрозийного износа, то и площадь выхлопа также ограничена. По этой причине для увеличения площади выхода берут несколько ЦНД, как правило, двухпоточных. Чем ниже давление в конденсаторе, тем больше число ЦНД.
Так, для турбины К-1000-60/1500 при высоте лопатки последней ступени 1100 мм при рк=3,9 кПа имеются один ЦВД и три ЦНД, а для такой же турбины с высотой лопатки последней ступени 1070 мм при рк = 5,9 кПа имеются один ПВД и два ЦНД.
Уменьшение количества корпусов турбины сокращает ее размеры, уменьшает затраты на сооружение машинного зала. На рис. 12.4 приведены реальные процессы расширения пара в турбине в h, s-диаграмме для некоторых типов турбин. Здесь же указаны параметры отборного пара на регенерацию и параметры промежуточной сепарации и промперегрева. Как видно из рис. 12.4, в СПП имеется потеря давления на гидравлические сопротивления. Давление перегретого пара составляет рп.п=0,95 рсеп.



 
« АСУ ТП энергоблока 500 МВт Рефтинской ГРЭС   АЭС с ВВЭР »
электрические сети