ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
ОСОБЕННОСТИ ТУРБИН И ТУРБИННЫХ УСТАНОВОК АЭС
4-1. ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИЙ ТУРБИН НАСЫЩЕННОГО ПАРА
Турбины насыщенного пара для АЭС во многом отличаются от турбин, работающих перегретым паром. Эти отличия объясняются тремя причинами: во-первых, работой большинства ступеней, начиная с первой, на влажном паре, во-вторых, низкими начальными параметрами пара и, в-третьих, спецификой, вызванной работой турбоустановки в тесной связи с реактором.
При рассмотрении этих особенностей следует учитывать, что развитие атомной энергетики характеризуется увеличением единичных мощностей турбоагрегатов, что объясняется большим, чем для ТЭС, влиянием мощности на стоимость установленного киловатта. Так, например, по [149] для ТЭС, работающих на угле, повышение Рэ с 580 до 1160 МВт, т. е. вдвое, снижает стоимость 1 кВт на 8%, а для АЭС с ВВРк — на 30%.
В настоящее время на АЭС с водоохлаждаемыми реакторами практически не устанавливаются блоки мощностью менее 400—500 МВт — новые АЭС комплектуются в основном турбинами насыщенного (или слабоперегретого) пара мощностью 500—1300 МВт.
Особенности конструкций турбин насыщенного пара связаны со следующими факторами.
- Малый располагаемый теплоперепад Н0. В большинстве турбин насыщенного пара по сравнению с турбинами на высокие начальные параметры с промежуточным перегревом теплоперепад меньше в два раза. В связи с этим количество цилиндров низкого давления обычно больше, чем цилиндров высокого давления, а ЦСД, как правило, отсутствует. Большинство турбин Рэ>500МВт имеет один ЦВД и два, три или даже четыре ЦНД.
ЦНД, вырабатывающий примерно 50—60% мощности, оказывает существенно большее влияние на ηoi всего агрегата, чем в турбинах высоких параметров; очень большое влияние на к. п. д. турбины оказывают потери с выходной скоростью ∆hв.c, эффективность выходного патрубка и потери давления (дросселирование), неизбежные при протекании пара в паровпускных органах, в ресиверах, в тракте внешний сепаратор — промперегреватель и т. п. Поэтому аэродинамической отработке этих элементов агрегата уделяется значительное внимание, в частности во многих турбинах применяется совмещенная конструкция стопорного и регулирующего клапанов (рис. 4-1).
Рис. 4-1. Комбинированные стопорно-регулирующие клапаны турбин насыщенного пара.
а — турбина К-500-60/1500 ХТГЗ: 1 — корпус; 2 — седло; 3 — регулирующий клапан; 4 — стопорный клапан; 5 — разгрузочный цилиндр; 6 — паровое сито; 7 — шток стопорного клапана; 8 — шток регулирующего клапана; 9 — траверса; 10 — пружины; 11 — рычаг стопорного клапана; б — турбины фирмы ББЦ (один из четырех для турбины Рэ = 1160 МВт).
Рис. 4-2. Отсечные поворотные заслонки перед ЦНД турбин насыщенного пара.
а — турбины К-220-44 ХТГЗ; б — турбины фирмы ББЦ Рэ = 180 МВт); в — турбины фирмы «Вестингауз».
Клапан ХТГЗ, разработанный для турбин К-500-60/1500, имеет два независимо действующих парозапорных органа, которые опираются на одно седло и через соосно расположенные штоки приводятся в движение от своих сервомоторов. Обеспечивая прекращение доступа пара в турбину с той же степенью надежности, что и традиционно применяемые клапаны, комбинированный клапан уменьшает дросселирование пара на входе в турбину, что по расчетам завода дает дополнительный выигрыш Δη/η=0,6%.
На линии перепуска из ЦВД к ЦНД стремятся сократить тракт и выполнить компактную объединенную конструкцию сепаратора с перегревателем (СПП) (§ 4-4). Иногда отказываются от дополнительной арматуры, хотя это связано с опасностью значительного превышения частоты вращения (см. § 6-3) при сбросе нагрузки, или упрощают эту арматуру.
Так, например, ХТГЗ использует поворотные заслонки большого диаметра, которые прошли длительную эксплуатационную проверку. При полном открытии заслонок наблюдается ничтожное дросселирование пара. На рис. 4-2,а показана поворотная заслонка перед ЦНД турбины К-220-44.
Дроссельные заслонки перед ЦНД после сепаратора и промперегревателя применяет и фирма ББЦ. Конструкция заслонки показана на рис. 4-2,6. Для турбин К—180 МВт для АЭС с ВВРк заслонка имеет следующие параметры; внутренний диаметр 1 м, диаметр фланца 1,23 м, ширина 0,7 м, масса 1800 кг, максимальный крутящий момент Мкр=7 кН-м, время закрытия 0,5 с. Заслонка рассчитана па работу до Рмакс=0,7 МПа и tмакс=300°C.
Отсечная заслонка турбин фирмы «Вестингауз» приведена на рис. 4-2,в.
Потери дросселирования, принимаемые при расчете турбин фирмами АЕИ и ДЭ, приведены в табл. 1-4, где также показано влияние потерь дросселирования на к. п. д. всей АЭС.
- Большие объемные пропуски пара, превышающие пропуски пара в турбинах высоких параметров из-за меньшего Н0, пониженных начальных параметров и худшего к. п. д. в четыре — шесть раз на входе и примерно в два раза на выходе.
В связи с этим значительно возрастают габариты паровпуска, требующие более компактного его выполнения и изменения конструкции клапанов, в частности иногда применяется двойная конструкция клапанов.
Начиная с Рэ=400-600 МВт обычно ЧВД турбин выполняется двухпоточной и раньше по потоку пара (по сравнению с турбинами высоких параметров) установлены закрученные лопатки.
Большие высоты лопаток первой ступени ЦВД затрудняют применение парциального подвода пара, т. е. соплового парораспределения. Уменьшение изгибающих напряжений в лопатках регулирующей ступени достигается разделением потока ЦВД и переходом на пониженную частоту вращения (см. § 4-3).
Так, например, если при частоте вращения n=50 с-1 наибольшая мощность турбин насыщенного пара с сопловым парораспределением составляет Рэ=288 МВт (турбина фирмы «Альстом» для АЭС «Шуз»), то при высоких начальных параметрах эта мощность доходит до 800 МВт (турбины ЛМЗ на p0=23,5 МПа).
Применение соплового парораспределения требует в турбинах насыщенного пара больших хорд рабочих лопаток регулирующих ступеней (например, для турбины К-220-44 ХТГЗ b2=110 мм).
В стационарных турбинах насыщенного пара не применяются в качестве регулирующих двухвенечные ступени скорости. Это объясняется снижением при этом экономичности турбины, особенно значительном при малом теплоперепаде H0.
Большие (в 1,5—2,2 раза) объемные пропуски пара в ЦНД для турбин насыщенного пара по сравнению с турбинами высоких параметров требуют увеличения числа потоков, применения более длинных лопаток последних ступеней, использования полуторного выхода (ступени Баумана), перехода на пониженную частоту вращения.
- Работа всех или (при промежуточном перегреве) большинства ступеней влажным паром.
Для повышения к. п. д. турбины и установки требуется уменьшение влажности пара как диаграммной, так и фактической. Уменьшение влажности достигается:
внешней сепарацией, иногда выполняемой дважды (после ЦВД и после ЦСД, например, у турбины Рэ=660 МВт фирмы КВУ для АЭС «Вюргассен»), и промежуточным перегревом;
различными методами внутренней сепарации: периферийной, внутриканальной, диафрагмами и ступенями-сепараторами. Примеры проточных частей с влагоудалением приведены в § 3-2 и гл. 5.
При расчете и проектировании ступеней и решеток учитываются особенности протекания влажного пара (см. гл. 2).
Следует отметить, что если в ступенях низкого давления турбин насыщенного пара влажность не превышает влажности в ЦНД турбин ТЭС, то ступени высокого давления работают влажным паром только в турбинах АЭС.
- Необходимость специальных мер для предотвращения эрозии лопаток ЦНД. Эти меры включают различные способы влагоудаления:
организацию отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды перед ступенями, работающими с наибольшей влажностью и имеющими наивысшие uп;
увеличение зазоров в периферийной части ступени между сопловыми и рабочими лопатками;
уменьшение окружной скорости на периферии лопаток, достигаемое сокращением высоты лопаток, применением ступеней Баумана и переходом на пониженную частоту вращения;
увеличение теплоперепада ступеней, особенно последних ступеней ЦНД;
использование специальных конструкций рабочих лопаток, в частности зубчиковых лопаток (см. § 3-3);
применение специальной обработки лопаток, использование материалов, обладающих высоким сопротивлением ударной эрозии, а также напайка или наплавка лопаток эрозионно-устойчивыми накладками.
Отметим, что за исключением отдельных установок, где отсутствует промперегрев, а разделительное давление более 0,2—0,3 МПа и, следовательно, высока влажность в последней ступени, проблем, связанных с эрозией лопаток ЦHД в турбинах насыщенного пара, оказалось меньше, чем в турбинах ТЭС. Подробно об этом см. § 3-4.
- Необходимость исключения эрозионно-коррозионного износа неподвижных деталей турбин.
В турбинах, работающих влажным паром, возникают различные виды эрозии:
ударная эрозия, когда на различные детали турбин (не только на рабочие лопатки) действуют капли влаги, обладающие большой скоростью. Этой эрозии подвержены поверхности корпуса, диафрагм, обойм и т. д.;
щелевая эрозия, а именно эрозия на стыках, в небольших зазорах;
эрозия вымывания, встречающаяся в ресиверах, сепараторах и других частях турбины, на которые действует влага в виде струй;
эрозия в лабиринтовых уплотнениях (см. §3-5).
Для устранения эрозии:
сокращается число карманов и «мертвых» полостей в корпусах, обоймах, где может скапливаться влага; выполняется дренаж влаги;
уменьшается число стыков; в ряде случаев — фланцевые соединения заменяются сварными;
придается аэродинамически благоприятная форма и в ряде случаев уменьшается скорость потока (см. § 3-5) в тех местах, где можно ожидать эрозии неподвижных элементов, в каналах, трубопроводах, особенно разветвленных;
применяются специальные эрозионно-устойчивые материалы.
Подробно металлы деталей турбин и установки в целом, применяемые теми или иными заводами и фирмами, указаны в последующих параграфах этой главы. В гл. 7 приведены примеры замены материалов турбин насыщенного пара на основе эксплуатации ряда АЭС.
В турбинах насыщенного пара в настоящее время практически не используются детали из чугуна, в том числе не применяются чугунные диафрагмы ЦНД, встречающиеся в турбинах ТЭС. Также избегают изготовления лент и усиков лабиринтовых уплотнений из латуни.
На некоторые поверхности как неподвижных, так и вращающихся деталей наносятся эрозионно-устойчивые материалы. Примером этого являются конструкции, представленные на рис. 4-3, применяемые фирмами ББЦ и КВУ, изготавливающими турбины с реактивным обмолачиванием.
На рис. 4-3,д показана конструкция концевого лабиринтового уплотнения с гребешками и обоймами из высоколегированной стали. Возможна защита ротора в уплотнении хромированием или никелированием.
Фирма КВУ [76, 153] считает необходимым применение защитных пластин и колец, выполненных из 13% хромистой стали, или нанесение защитных покрытий тонким слоем с помощью ручной или автоматической сварки или плазменным методом. Широко используются различные накладки, наплавки и другие методы защиты поверхностей, подвергающихся коррозионно-эрозионному износу.
- Необходимость специальных мер для эвакуации большого количества влаги, выделяющейся в паре.
Можно грубо оценить, что в 1 ч выделяется и эвакуируется 1 кг воды на 1 кВт мощности турбины, т. е. при 7%=1000 МВт это составляет Gвод≈1000 т/ч. Примерно половина этого количества влаги уходит в виде сепарата из внешнего сепаратора и направляется в систему регенерации питательной воды, около пятой части влаги можно удалить в проточной части турбины и направить с отборами пара в ту же систему регенерации и, наконец, около трети уходит вместе с паром в конденсатор турбины.
Очевидно, что какие-либо возникшие при эксплуатации или реконструкции турбинной установки изменения в схеме влагоудаления и подсушки в сепараторе могут не только заметно снизить экономичность установки, но и привести к снижению надежности элементов турбины.
- Возможное увеличение (заброс) частоты вращения ротора при сбросе нагрузки вследствие испарения и вскипания влаги, сконденсировавшейся на поверхности ротора, неподвижных деталях турбины, сепаратора и т. д., а также вследствие больших объемов тракта между ЦВД и ЦНД, особенно при значительных размерах внешних сепараторов и перегревателей.
В связи с этим применяются следующие меры:
сокращение размеров тракта между ЦВД и ЦНД;
лучшая организация дренажа из турбины и тракта;
установка отсечной арматуры перед
Основной причиной повышения частоты вращения является испарение влаги, сконденсировавшейся во влагоудаляющих устройствах и промежуточном перегревателе (см. § 6-3). Радикальным средством для уменьшения разгона турбины при сбросе нагрузки является установка арматуры на входе в ЦНД после сепаратора и промежуточного перегревателя. Однако эта арматура усложняет установку и увеличивает потери давления в тракте и, следовательно, снижает к. и. д. (см. табл. 1-4).
Детальный расчет динамики турбины с учетом масс роторов, быстродействия системы регулирования и защиты и т. п. позволяет решить вопрос о необходимости установки той или иной арматуры перед ЦНД. В высокооборотных турбинах ХТГЗ К-220-44 и К-500-65 оказалось возможным ограничиться установкой только отсечных заслонок перед ЦНД. Отсечные клапаны устанавливаются в большинстве турбин насыщенного пара.
Если не устанавливается запорная арматура перед ЦНД, то при проектировании вращающихся частей турбины следует предусмотреть превышение частоты вращения на 20% [105] или даже на 30% [153]. Это в свою очередь приводит к повышению напряжений от центробежных сил на 44 или 69%, существенному увеличению натяга при посадке дисков на вал и т. д. Часто это означает невозможность применения лопаток предельной длины, отказ от насадных дисков и т. п. Переход на пониженную частоту вращения, когда в многих элементах ротора и в первую очередь в лопатках напряжения ниже, чем при быстроходной конструкции, а массы роторов больше, облегчает решение вопроса об отказе от дополнительной запорной арматуры.
- Особенности регулирования турбин АЭС и, в частности, турбин насыщенного пара, заключающиеся в том, что на АЭС в большей степени, чем на ТЭС, регулирование турбины связано с регулированием всего блока и существенно зависит от типа реактора и способа изменения его мощности (см. гл. 6).
Так, например, для АЭС с ВВРд при регулировании нагрузки реактора изменением температуры охладителя давление пара на входе в турбину поддерживается постоянным, в то же время при изменении нагрузки реактора перемещением регулирующих стержней давление р0 с уменьшением нагрузки возрастает. Так, для турбин ХТГЗ, устанавливаемых с реактором ВВРд, при расчетном давлении пара перед агрегатом, равном р0=4,35 МПа, предусматривается возможность повышения давления до 5,5 МПа при сбросе нагрузки.
- Обеспечение перепуска пара помимо турбин в конденсатор при закрытии клапанов свежего пара. В связи с этим конденсатор и другие элементы конденсационной установки должны проектироваться так, чтобы принять этот пар с начальными перед турбиной параметрами, поддерживая при этом достаточно глубокий вакуум. Обычно для двухконтурных схем АЭС предусматривается возможность приема до 50—60% дополнительного расхода пара в конденсатор. Очевидно, что поскольку конденсатор не может принять пар высокого давления, то необходима специальная быстродействующая редукционная установка — так называемая БРУ-К, представляющая собой систему клапанов (см. § 6-3).
Отметим повышенные (при той же мощности) поверхности конденсаторов по сравнению с ТЭС, соответственно увеличенные расходы охлаждающей воды, а также при тихоходных агрегатах с малым числом ЦНД существенно увеличенные массовые расходы пара, приходящиеся на один конденсатор или его секцию (см. § 5-2 и 5-4).
- Компоновка всего агрегата. Не говоря уже о присущих мощным турбинам насыщенного пара больших габаритах, компоновка отличается трубопроводами большого диаметра для перепуска в конденсатор и, главное, внешними сепараторами и перегревателями, устанавливаемыми непосредственно рядом с турбиной. При больших мощностях турбин сепараторы и перегреватели дублируются. Во многих случаях, особенно при низком разделительном давлении, габариты этих дополнительных устройств очень велики, примерно такие же, как у цилиндров собственно турбины.
- Обеспечение маневренности. С точки зрения конструкции турбин насыщенного папа проблемы обеспечения маневренности, с одной стороны, облегчаются, с другой — усложняются. Очевидно, что упрощение связано с меньшими температурами и тем самым меньшими относительными расширениями; облегчаются также условия пуска из-за меньших толщин корпусов высокого давления.
В то же время большие мощности и конструкция турбины с четырьмя-пятью двухпоточными цилиндрами неизбежно приводят к увеличению длины агрегатов, иногда достигающей 65 м.
Специфическими особенностями турбин насыщенного пара, усложняющими решение задачи повышения маневренных характеристик агрегата, являются:
на один-два порядка большие коэффициенты теплоотдачи влажного пара, чем при движении однофазной среды. В результате этого поверхности деталей турбины быстро приобретают температуру, равную температуре пара, в то время как температура самих деталей меняется гораздо медленнее. При этом наблюдаются значительные градиенты температур и соответствующие термические напряжения;
уменьшение нагрузки и соответствующее понижение давления одновременно означают уменьшение температуры пара в отличие от турбин перегретого пара, где процесс дросселирования при снижении нагрузки означает очень малое изменение температур в ступенях;
дросселирование при начальных давлениях р0>3 МПа, особенно при р0=6-7 МПа, ведет сначала не к подсушке пара, а наоборот, к увеличению влажности. Подробно о маневренности турбин АЭС см. § 7-2.
