Турбины для атомных электростанций - Эксплуатация турбинных установок

ГЛАВА СЕДЬМАЯ
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

7-1. ОСОБЕННОСТИ И ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТУРБИН

Эксплуатация как собственно паровой турбины, так и всей турбинной установки АЭС имеет по сравнению с ТЭС некоторые особенности, различные в одно- и двухконтурных схемах, в турбинах насыщенного пара и при высоких начальных параметрах. Специфические особенности реакторов по сравнению с обычным парогенератором ТЭС отражаются на режимах работы турбинных установок атомных электростанций. Так, например, изменение расхода пара, поступающего в турбину, приводит к изменению параметров теплоносителя, что сказывается на его замедляющих свойствах и, как следствие, на тепловой мощности реактора (см. § 6-1).
Радиоактивность пара, постоянная на одноконтурных АЭС и возникающая при неполадках на двухконтурных АЭС, обусловливает необходимость выполнения защитных мер и, в частности, по сравнению с обычными электростанциями, увеличения объема автоматизации, защиты, контроля и дистанционного управления. В условиях работы турбинной установки радиоактивным паром важно не допустить присоса воздуха, так как дезактивация парогазовой смеси, выделяющейся при деаэрации, требует значительных средств. Чтобы не допустить больших присосов воздуха, необходим подвод нерадиоактивного пара в уплотнения турбины, а также наблюдение за возможным присосом воздуха через неплотности в турбине и установке, принимая во внимание, что при пуске турбины, проворачивании ротора валоповоротным устройством, холостом ходе и т. д. вся установка находится под разрежением.
Особенности эксплуатации определяются также необходимой плотностью как самого агрегата, так и всей установки, в частности недопустима утечка пара из уплотнений турбины в помещение. Выход из эжекторов одноконтурных АЭС производится не в атмосферу, а отводится на дезактивацию. Невозможность или в крайнем случае (для двухконтурных схем) нежелательность выброса пара в атмосферу заставляет обеспечить перепуск пара помимо турбины в основной или специальный (технологический) конденсатор.
На одноконтурных АЭС пар, поступающий в турбину, содержит кислород, образующийся в результате разложения воды под воздействием нейтронного потока и γ-излучения. Для защиты элементов тепловой схемы на одноконтурных АЭС широко используются легированные стали и принимаются меры к выведению из цикла продуктов коррозии. Для этой цели конденсатоочистку проходят не только основной конденсат турбины, но и дренажи ПНД, влага, выделившаяся в сепараторах турбинной установки, конденсат греющего пара промежуточного пароперегревателя.
Другие особенности эксплуатации многих турбин АЭС связаны с невысокими начальными параметрами пара, поскольку большинство турбин работает, насыщенным паром. В этих турбинах из корпусов, ресиверов и внешних сепараторов дренируется большое количество воды.
По расчетам в турбине насыщенного пара Рэ=1000 МВт в работающем паре должно выделяться около 270 кг/с влаги. Конструкция агрегата и его эксплуатация должны обеспечить нормальную эвакуацию этой воды, которая производится в систему регенеративного подогрева питательной воды; далее вода обычно направляется в конденсатор; влага из ЦНД дренируется в ПНД или непосредственно в конденсатор. Все линии дренажей должны быть снабжены автоматическими обратными клапанами. Заброс воды в турбину может привести к серьезной аварии, а ее испарение при сбросе нагрузки приводит к дополнительному разгону ротора агрегата.
Работа турбины влажным паром связана с различного характера эрозией многих элементов турбины и установки. Опыт эксплуатации показал, что эрозия лопаточного аппарата не столь велика, однако эрозия многих других элементов потребовала не только изменений в конструкции и особого подхода к выбору материалов, но и периодического усиленного контроля. В частности, опыт эксплуатации ряда турбин насыщенного пара показал возможность эрозии трубопроводов (см. § 3-5 и 7-4), с которой в обычных установках не приходилось сталкиваться, и необходимость специального (на некоторых АЭС) ультразвукового контроля их состояния.

Следует учесть, что авария на АЭС, в том числе авария турбинной установки, приносит большие неприятности, чем на ТЭС, работающей на органическом топливе. Это объясняется, во-первых, тем, что отключение турбины связано со сложными переходными процессами реактора и всей схемы его питания и внезапная остановка турбины должна сопровождаться перепуском пара в конденсатор. Во-вторых, ремонт оборудования ввиду возможного его радиоактивного загрязнения требует больше времени и обходится дороже. Кроме того, в связи с меньшей топливной составляющей АЭС каждая лишняя остановка приносит повышенные по сравнению с ТЭС экономические потери.
В связи с этим необходимо обеспечить повышенную надежность установки не только при ее конструировании и изготовлении, но и при эксплуатации. Для этого на турбинах АЭС проводится большое число эксплуатационных измерений, часть которых связана с системой защиты. При определенных показателях измерительных устройств турбина останавливается. Несмотря на невысокую начальную температуру турбин насыщенного пара большие размеры корпусов, вызванные низкой частотой вращения и увеличенными объемными пропусками пара, могут привести к значительным температурным разностям в них и в результате этого к короблению корпуса, которое в свою очередь меняет зазоры в турбине.
Так, разница в температуре корпуса сверху и снизу (в одном поперечном сечении) 10°С, может вызвать изменение зазора примерно на 10%. В связи с этим в ряде турбин измеряются температурные разности в корпусах, специальные устройства сигнализируют о недопустимых значениях. Опыт эксплуатации показал, что на многих клапанах, в частности на отсечных клапанах между ЦВД и ЦНД, в турбинах насыщенного пара необходима контрольная аппаратура, сигнализирующая об отсутствии заедания в подвижных частях.
Для турбин насыщенного пара важным является контроль частоты вращения, хотя более массивные и имеющие большие моменты инерции роторы тихоходных турбоагрегатов требуют больше времени для разгона и достижения номинальной частоты вращения.
Например, разгон быстроходной турбины высоких параметров пара Рэ=320 МВт происходит за 13 с, а тихоходной турбины насыщенного пара Рэ=600 МВт — за 22 с. Однако большие объемы тракта и испарение влаги в турбине и сепараторе при сбросе нагрузки могут привести к значительному превышению номинальной частоты вращения. Для тихоходных турбин это превышение составляет примерно 20—25% (см. § 6-3). В связи с этим автомат безопасности иногда предлагается настраивать на очень малое превышение номинальной частоты вращения — меньше 10%.

Опыт эксплуатации электростанций в СССР (17, 18, 22)

Нововоронежская АЭС имеет несколько блоков с ВВРд. Ее работа характеризуется высокой стабильностью. Это во многом объясняется тем, что АЭС с реакторами ВВРд весьма устойчивы благодаря имеющемуся у них отрицательному температурному и мощностному эффектам реактивности.
НВАЭС в основном работает в базисном режиме. Опыт эксплуатации показал, что скорость изменения мощности блоков (до 5 МВт/мин) практически ограничивается не реактором, а возможностями турбоагрегатов.
Выход АЭС на начальную мощность из холодного состояния (после длительной остановки на планово-предупредительный ремонт) требует прогрева оборудования и систем реакторной установки со скоростью примерно 20°С/ч и в целом занимает около 15—20 ч. Примерно такое же время требуется для полного расхолаживания всех систем реакторной части АЭС и приведения ее в ремонтное состояние.
Опыт эксплуатации отечественных АЭС с ВВРд свидетельствует о возможности их участия в регулировании нагрузки энергосистемы. Так, например, в 1972 г. второй блок НВАЭС ежесуточно участвовал в покрытии максимума электрических нагрузок. При этом в утренние и вечерние часы мощность блока поднималась до номинальной (365 МВт), а в ночное время снижалась до 70% номинальной.
Начиная со второго блока НВАЭС во всех реакторах этого типа для компенсации медленных эффектов изменения реактивности, связанных с выгоранием ядерного топлива, используется борная кислота, растворенная в теплоносителе первого контура. Лишь небольшая доля запаса реактивности, предназначенная для компенсации быстрых изменений реактивности, переводится на регулирующие кассеты СУЗ. В связи с этим возможность участия в регулировании суточных графиков определяется также скоростью выведения борной кислоты из теплоносителя. Чем выше относительная скорость выведения борной кислоты из теплоносителя первого контура, тем выше маневренность реактора и блока в целом.
Работающие в настоящее время серийные блоки АЭС с ВВРд-440 имеют технико-экономические и эксплуатационные показатели, не уступающие показателям крупных блоков современных ТЭС. В табл. 7-1 приведены основные показатели действующих блоков АЭС с ВВРд. Мощность первой очереди КоАЭС составляет 880 МВт. Основные пусконаладочные работы по тепломеханическому и электротехническому оборудованию были выполнены еще до окончания монтажных работ по реакторной части АЭС. При наладке турбогенераторов использовался пар от пусковой котельной и специально выделенных для этих целей энергопоездов.

Таблица 7-1
Показатели работы блоков с ВВРд НВАЭС и КоАЭС [17, 18]

Действующие в СССР АЭС с ВВРд работают в режиме частичных перегрузок топлива — один раз в год производится перегрузка одной трети топлива. Время перезарядки реактора составляет 15—25 дней, что позволяет провести ревизию всего оборудования блока. Капитальный же ремонт турбоагрегата требует больше времени — 35—45 дней. На НВАЭС была выявлена дополнительная возможность увеличения длительности кампании за счет работы реактора в режиме самопроизвольного снижения мощности. В 1973 г. блок № 3 НВАЭС при таком режиме проработал около 30 эффективных суток со скоростью снижения электрической мощности около 35 МВт/сут. Это экономически оправданно и дает снижение расхода топлива до 4—6%.
Остановимся на некоторых выводах по монтажу и эксплуатации турбин насыщенного пара, полученных ХТГЗ [51];
Турбинные установки должны иметь как можно меньше фланцевых соединений в паро- и водопроводах; по возможности, особенно при работе на радиоактивном паре, фланцевые соединения заменяются сварными. На поверхности соприкосновения фланцев необходимо иметь уплотняющие внутренние буртики. Паро- и водопроводы следует прокладывать без застойных участков. В местах, где этого нельзя избежать и может скапливаться влага, следует иметь дренажи. Для облегчения ремонта и монтажа ресиверы турбины желательно располагать ниже разъема турбины.
При работе и пуске быстроходных турбин насыщенного пара не наблюдалось заметной разницы в расширениях корпусов и роторов, не было трещин в корпусах ЦВД и паровпускных органов.
В связи с режимом самопромывки в турбинах ХТГЗ, в том числе и имеющих промперегрев, не наблюдалось заноса солями проточной части. Следует отметить, что этому способствуют жесткие требования к водному режиму на АЭС.
Поскольку влага, удаленная из ЦВД, направляется в систему подогрева питательной воды, то работа турбины даже с одним отключенным подогревателем может привести к прекращению влагоудаления в соответствующих ступенях и вследствие этого к снижению экономичности турбины и повышенной эрозии в последующих элементах ЦВД, к повышенной влажности на входе во внешний сепаратор. При эксплуатации необходим постоянный контроль за плотностью трубных систем СПП. Дело не только в том, что снизится температура промперегрева, но, главное, что при установке нескольких СПП на турбину возможны температурные перекосы на входе в ЦНД и вследствие этого дополнительные температурные напряжения в элементах ЦНД, в частности в сварных швах корпусов ЦНД [51].

Результаты испытаний турбинных установок

Тепловые испытания одной из первых турбин К-70-29 ХТГЗ были проведены на НВАЭС после 1200 ч эксплуатации. Испытания показали, что даже при некоторых недостатках в работе тепловой схемы во время опытов при мощности Рэ=71,85 МВт и параметрах пара р0=2,84 МПа, t0=231°С и рк=3,92 кПа; ηэ=28,33%, что на Δη/ηэ=2,2% выше гарантий завода.
При полном открытии дроссельных клапанов расход пара G1=135 кг/с, а Рэ=76 МВт. Во время испытаний турбина работала и при более высоком начальном давлении, при этом 83 МВт.
При отключенных отборах ηoi=0,78. C включением системы отборов из ЦВД фактический к.п.д. в связи с влагоудалением возрос. Влагоудаление в ЦВД было при включенной системе отборов эффективным: в отборы уходило около абсолютных 2% влаги. Коэффициент сепарации доходил при максимальном расходе пара до 15%. Фактическая влажность за ЦВД составила у1= 0,106, а за ЦНД у1=0,11. На БелАЭС были проведены испытания трех турбоагрегатов К-100-90 ЛМЗ. 

Отметим, что проточная часть турбины позволяет увеличить расход пара примерно на 10%, что имеет смысл (при соответствующем увеличении тепловой мощности реактора) при неглубоком вакууме.
Окончательные итоги испытаний по экономичности, представленные на рис. 7-1, показывают следующие значения к. п. д. при

Укажем на некоторые различия в параметрах установок по сравнению с расчетными. Несколько выше номинального (р0= 4,32 МПа) было начальное (перед стопорными клапанами) давление p0=4,77 МПа, что дает повышение экономичности на Δη/η3= — 0,7%. Температура промперегрева блока № 3 НВАЭС 245°С, а на КоАЭС = 234°С. Следует учесть, что при нормальной эксплуатации отпускается тепло для внутристанционных и внешних потребителей, что снижает мощность нетто блока на 3,8— 4,7 МВт.
Характеристики экономичности собственно турбинных установок видны из рис. 7-3. Эти показатели отвечают гарантиям завода-изготовителя. Минимальное значение измеренного удельного расхода тепла qэ=11 060 кДж/(кВт-ч).
Испытания трех блоков показали высокую экономичность работы оборудования как второго контура, так и всего блока в целом [39].
Подробные данные по результатам испытаний на АЭС «Гундреминген» (ФРГ) с ВВРк и турбиной насыщенного пара с двумя давлениями подвода пара (тепловую схему, конструкцию турбины и т.п.) см. [61].
Эти данные говорят о том, что к.п.д. турбинной установки оказался выше расчетного на Δη/ηэ= 3,8%, а к. п. д. нетто на Δη/ηэ= 5,2% за счет меньшего расхода на собственные нужды, повышенных параметров вторичного подвода, улучшения к.п.д. собственно турбины и сокращения потерь вне турбинной установки. Эффективность сепарации в проточной части турбины оказалась близкой к расчетной, а в ЧНД выше, чем предполагалось.
На турбине фирмы ДЭ на АЭС «Дрезден 1» (США) с Рэ=210 МВт (конструкцию турбины см. [61]) был подробно измерен отвод влаги по ступеням.
Широко применялась сепарация в ступенях с рабочими лопатками зубчиковой конструкции (см. § 3-3). В некоторых ступенях этот способ сепарации сочетается с периферийным влагоудалением, камера которого соединена с отбором в систему регенеративного подогрева питательной воды. Например, в ступени № 21 отбирается 21,4% влаги, а удаление влаги за ступенями № 21 и 22 дает большее количество влаги, чем внешний сепаратор.
В литературе имеется мало сведений об экономичности блоков АЭС, особенно турбинных установок и собственно паровых турбин. Некоторые данные приведены в приложении.
Фирма ДЭ произвела испытания с определением экономичности ряда установок АЭС, в том числе установок насыщенного пара с агрегатами мощностью 210, 400, 620 и 650 МВт (все агрегаты тихоходные на п=30 с-1)· Установка Рэ=650 МВт с двумя ЦНД и с внешней сепарацией без промперегрева на АЭС «Мильстоун» испытывалась через пять месяцев после пуска в работу. Другой агрегат Рэ=620 МВт с тремя ЦНД с промперегревом был испытан на АЭС «Найн Мейл Пойнт 1» после трех лет работы.
Согласно [148} показатели экономичности этих установок соответствуют гарантиям, взятым по [75]. В [106] указывается, что испытания этих четырех агрегатов фирмы ДЭ проводились согласно нормам ASME с точностью ±1/4%. Для прямого измерения энтальпии влажного пара использовался метод радиоактивных изотопов [92а].
При эксплуатации турбины необходимо знать влажность и диапазон изменения начальных параметров пара. Некоторые сведения об этом приведены в гл. 6.
Интересны результаты измерений влажности пара на выходе из парогенератора турбины Рэ=1200 МВт на АЭС «Библис» с ВВРд в зависимости от нагрузки [86]: