4.2.6 Краткое описание паропроводов и турбины

Источник:

ВАБ ЗАЭС-5 Описание ЯППУ. Раздел 5.

Система паропроводов свежего пара предназначена для:

• транспортировки пара, генерируемого в парогенераторах реакторной установки к цилиндру высокого давления турбины и рассчитана на суммарный расход пара 6430 т/час;

• расхолаживания РУ посредством отвода пара из ПГ через БРУ-К в конденсаторы ТГ или дорасхолаживание через БРУ-СН в КСН;

• обеспечения, посредством БЗОК ТХ50-80S06, быстрого и надежного отсечения парогенераторов от течи при разрывах парового коллектора таким образом, чтобы истечение происходило не более, чем из одного парогенератора.

Система паропроводов свежего пара состоит из 4-х параллельных магистральных паропроводов свежего пара, выполненных из бесшовных труб 63025 стали 16ГС, а также из трубопроводов ответвлений и перемычек.

Принципиальная схема системы паропроводов свежего пара представлена на Рис.5.1.1.

Рис.5.1.1 Принципиальная схема системы паропроводов свежего пара

Каждый из магистральных паропроводов соединяет парогенератор РУ со своим стопорно-регулирующим клапаном турбины.

На каждом паропроводе, в обстройке гермооболочки реакторного отделения, установлено

по два ПК ПГ ТХ 50-80S03 ТХ 50-80S04

по одному БРУ-А ТХ 50-80S05

по одному БЗОК ТХ 50-80S06

по одному обратному клапану ТХ50-80S07.

Паропроводы свежего пара перемычками Ду500 соединены с двумя паровыми коллекторами.

В свою очередь оба паровых коллектора объединены четырьмя перемычками Ду300 для подключения БРУ-К RC11S01, RC11S02, RC12S01, RC12S02

и двумя перемычками Ду200 для подключения БРУ-СН RQ11S01, RQ12S01, образующими кольцо высокого давления - главный паровой коллектор (ГПК).

На горизонтальных участках основных магистралей установлены главные паровые задвижки (ГПЗ) RA11S01, RA12S01, RA13S01, RA14S01 с двумя байпасными трубопроводами Ду100.

ГПЗ обеспечивают плотное отключение турбины от паропроводов. Для управления ГПЗ использован электрический привод. Время закрытия (открытия) электрическим приводом - 32 секунды.

На байпасных трубопроводах ГПЗ установлены задвижки RA11,14S02 и регулирующие клапаны - RA11,14S03, обеспечивающие прогрев трубопроводов от ГПЗ и до стопорно-регулирующих клапанов (СРК) турбины, а также корпусов СРК турбины.

ГПЗ управляются одним ключом управления (одновременное закрытие или открытие), который расположен на панели управления БЩУ.

Условия закрытия ГПЗ:

• срабатывание любой из защит, приводящих к останову турбины;

• воздействие на ключ ручного останова турбины;

• воздействие на ключ системы защиты от развития пожара;

• воздействие на кнопки защитных устройств, находящихся на опоре №1 турбины;

• закрытии двух любых стопорных клапанов турбины.

Блокировки вводятся автоматически при открытии 4-х стопорных клапанов турбины и выводятся после отключения турбины с выдержкой времени, достаточной для прохождения сигнала на закрытие ГПЗ.

Турбина SA10-SA40 представляет собой четырехцилиндровый агрегат (ЦВД+3ЦНД), с выхлопом пара в три конденсатора SD11-SD13.

Турбина SA10-SA40 имеет семь нерегулируемых отборов пара, предназначенных для перегрева пара в 1-й ступени СПП, подогрева основного конденсата в подогревателях низкого давления, деаэраторах и питательной воды в подогревателях высокого давления, питания приводных турбин ТПН, подогрева сетевой воды и для собственных(технологических) нужд АЭС.

Свежий пар от ПГ магистральным паропроводом диаметром подается к четырем комбинированным стопорно-регулирующим клапанам ЦВД SE11-SE14S01,S02.

Пар, отработавший в ЦВД SA10, при давлении 11,6кгс/см² (величины даны для номинальной нагрузки), направляется к четырем СПП-1000 RB10-40B01, где сначала сепарируется, затем подогревается в первой и второй ступени до температуры 250°C.

Из СПП-1000 пар направляется в три ЦНД SA20-40. Непосредственно перед ЦНД установлены поворотные заслонки SE20-40S01, SE20-40S02.

От двух СПП-1000 RB10,30B01, перегретый пар отбирается для питания приводных турбин ТПН SA51,52. После СПП-1000 перегретый пар с давлением 10,93 кгс/см² поступает в три ЦНД SA20-40.

Таблица 5.2.1 Заводские характеристики турбины в зависимости от мощности [31,стр.145]

Параметр	Значение
Мощность, %	100	80	60
Массовый расход пара через СРК, т/час	6154,2	4306,2	3020,7
Давление пара за СРК, кгс/см2	58,2	41,27	29,33

Расход свежего пара на турбоустановку при номинальных эксплуатационных условиях:

• давление свежего пара P_{СВ.ПАРА}, кгс/см² 60

• сухость пара Х_о 0.995

Расход определяется по следующей эмпирической зависимости [57, рис.6]:

где Nt – электрическая мощность на выводах генератора, МВт;

Go – расход свежего пара на турбину, т/ч.

57. Тепловые испытания турбоустановки К-1000-60/1500-2 ПОАТ ХТГЗ и энергоблока 1000 МВт СТ.N1 Запорожской АЭС. Том 1, 86.203.101. г.Львов. Южтехэнерго. 1987.

Массовый расход пара при работе турбины на холостом ходу составляет 250 т/час с учетом расхода пара на эжектора и уплотнения [32,стр.68].