Турбины аэс. Типы используемых турбин. Конструктивные особенности турбин насыщенного пара

Подавляющее большинство паровых турбин, устанавливаемых на АЭС с водоохлаждаемыми реакторами, в том числе все турбины ХТЗ, предназначены для работы на насыщенном паре. Конструкции турбин насыщенного пара во многом отличаются от турбин, работающих перегретым паром высоких параметров. Эти особенности вызваны следующими причинами. Турбины проектируются со значительными суммарными кольцевыми площадями последних ступеней. Это достигается выполнением большого числа потоков в ЦНД и, следовательно, большого числа ЦНД, вплоть до четырех ЦНД. Для увеличения проходных сечений последних ступеней ЦНД и сокращения числа ЦНД большинство мощных турбин насыщенного пара выполняются тихоходными. Для уменьшения потерь давления большое внимание уделяется конструкции клапанов, которые обычно выполняются совмещенными на линии свежего пара (стопорный и регулирующий клапаны) или упрощенными; например, на входе в ЦНД часто применяются поворотные заслонки. Сепаратор и промежуточный перегреватель, как правило, объединяются в компактную конструкцию. Следует учесть, что размеры такого сепаратора-пароперегревателя (СПП) настолько велики, что обычно турбины большой мощности имеют несколько СПП. В связи с этим существенно возрастают габариты паровпуска, требующие более компактного его исполнения, изменения конструкции клапанов. Начиная с мощности агрегата 500— 800 МВт, в первой ступени производится разделение потока пара, и, таким образом, все цилиндры турбины выполняются двухпоточными. Это, естественно, увеличивает число ступеней и осевые габариты цилиндров, но, с другой стороны, во всех цилиндрах уравновешиваются осевые усилия. Большие высоты лопаток в первых ступенях требуют закрутки лопаток. Значительные изгибающие напряжения в регулирующей ступени затрудняют применение парциального подвода пара и, следовательно, соплового парораспределения. Работа всех или большинства ступеней влажным паром для повышения КПД турбины и всей установки требует уменьшения влажности пара как диаграммной, так и фактической. Это достигается: а) внешней сепарацией, иногда выполняемой дважды, и промперегревом; б) различными методами внутренней сепарации. Кроме того, расчет и проектирование ступеней и решеток следует вести с учетом особенностей протекания влажного пара. Необходимо отметить, что если обычно в ступенях низкого давления быстроходных турбин насыщенного пара влажность примерно такая; же, как в турбинах высоких начальных параметров пара, то влажность в ступенях высокого давления характерна только для турбин АЭС. В турбинах, работающих с влажным паром, приходится сталкиваться с разными видами эрозии: ударной эрозией, когда на различные детали турбины (не только на рабочие лопатки) действуют капли влаги, обладающие большой скоростью; это касается поверхностей корпуса, диафрагм, обойм и т. д. на периферии ступеней; межщелевой эрозией - на стыках, в небольших зазорах; эрозией вымывания, встречающихся в ресиверах сепараторах и многих частях турбины, на которые действует влага в виде струй. Сюда же следует отнести наблюдавшуюся в некоторых турбинах эрозию в лабиринтовых уплотнениях. Борьба с этими видами эрозии, кроме уменьшения влажности пара, ведется, с одной стороны, сокращением числа карманов и мертвых полостей в корпусах, обоймах, где может скапливаться влага, и хорошим дренажом там, где нельзя избежать этого скопления; с другой стороны, применением специальных эрозионностойких материалов для деталей, которые могут подвергаться эрозии, или специальных покрытий поверхностей этих деталей. Следует отметить, что, хотя большинство деталей турбин насыщенного пара изготавливаются из тех же материалов, что и турбины высоких параметров пара, все же доля нержавеющей высокохромистой стали в турбинах насыщенного пара выше. Кроме того, обычно не применяется чугун, встречающийся в диафрагмах и обоймах ЦНД турбин высоких параметров пара. Повышенные требования к надежности турбин. Дело в том, что аварийная остановка турбины АЭС связана с большими неприятностями, чем на электростанции, работающей на органическом топливе. Причины этого — невозможность немедленной остановки реактора и необходимость в течение некоторого времени перепуска пара помимо турбины; обычно ремонт турбины па АЭС требует больше времени. Кроме того, надо учитывать, что составляющая стоимость электроэнергии, зависящая от капитальных вложений, на АЭС существенно выше, чем на ТЭС, и внеплановая остановка блока АЭС приводит к повышению стоимости выработки электроэнергии в системе.