Пособие АЭС Зорин

РОУ-14/3 обеспечивают подачу пара к потребителям с давлением соответственно 0,6 и 0,3 МПа.

Основными потребителями пара КСН турбинного отделения являются деаэраторы питательной воды, система уплотнений турбины, турбопривод питательного насоса, эжекторы и уплотнения турбопривода. Потребители пара КСН в реакторном отделении — деаэраторы системы продувки-подпитки первого контура, спецводоочистка, установка отверждения жидких радиоактивных отходов, установки дезактивации оборудования и др.

Контрольные вопросы

1.Что такое коллектор собственных нужд электростанции? О каком рабочем теле для потребителей идет речь?

2.С какой целью применяются на электростанциях испарители?

3.Какова специфическая цель применения испарителей на одноконтурной

АЭС?

4.Опишите принцип работы испарителя.

5.Назовите потребителей, подключаемых к коллектору собственных нужд электростанции.

321

Глава 18

ПРОМЕЖУТОЧНЫЕ ПЕРЕГРЕВ

И СЕПАРАЦИЯ ПАРА ТУРБИНЫ

Турбины, применяемые в настоящее время на отечественных

АЭС или предусматриваемые в проектах, имеют следующие мощ-

ности и начальные параметры пара, обусловленные особенностями

паропроизводительных установок:

Для ППУ с реактором ВВЭР-440 были приняты умеренные пара-

метры. Параметры теплоносителя и пара ППУ с остальными реакто-

рами близки к оптимальным по общей экономичности с учетом пре-

дельных температур для конструкционных материалов в активной

зоне реактора.

Для АЭС с ВВЭР и РБМК турбины были созданы специально. Тур-

бина для БН-600 мощностью 200 МВт была разработана для ТЭС

(К-200-12,8). Турбина для БН мощностью 800 МВт проектировалась

на базе турбины ТЭС К-1200-23,5. На базе турбин К-300-23,5 и

К-1200-23,5 разрабатываются турбины для блоков с реакторами

БРЕСТ.

Для всех турбин по условиям влажности пара в конце его расши-

рения в проточной части обязательны его промежуточный перегрев,

осушка в сепараторах либо сочетание сепарации и перегрева. Если

такие меры не принять, то конечная влажность пара составит 20—

24 %, что приведет к существенному снижению КПД ПТУ и надеж-

ности турбин из-за эрозионного износа лопаток. На АЭС чаще всего

промежуточные сепарация и перегрев пара осуществляются в специ-

альных аппаратах — сепараторах-пароперегревателях (СПП), уста-

навливаемых на нижней отметке машзала вблизи турбины.

322

1 — только внешний сепаратор; 2 — сепаратор и одноступенчатый промперегреватель; 3 — сепаратор и двухступенчатый промперегреватель

тора, сепаратора и одно- и двухступенчатого промперегревателей приведены на рис. 18.2.

Заметим, что введение одноступенчатого промперегрева допол-

нительно к сепарации пара может привести к уменьшению η , если

э

давление осушаемого и перегреваемого пара достаточно низкое. Это может быть объяснено снижением внутренней мощности части турбины до СПП за счет увеличения в этой части срабатываемого теплоперепада при меньшем расходе пара. Электрический КПД снижается, несмотря на повышение внутреннего относительного КПД части низкого давления турбины (после сепарации и промперегрева), в связи с уменьшением влажности в последних ступенях. Двухступенчатый промежуточный перегрев пара всегда повышает тепловую экономичность установки. В то же время усложняется сама система промежуточных сепарации и перегрева пара и увеличивается ее стоимость. Некоторыми исследователями отмечается также уменьшение надежности более сложной системы с двухступенчатым перегревом.

Результаты исследований различных организаций (ЦКТИ, «Турбоатом», Сибирского отделения АН и др.) могут быть обобщены следующим образом:

• введение промежуточной (внешней) сепарации пара увеличивает тепловую экономичность установки на 3—5 % относительных

(Δη /η ). Установка только одноступенчатого внешнего сепаратора

э э

пара рассматривалась применительно к турбине К-220-4,3 при давлении p = 0,2 МПа (вместо 0,3 МПа, при котором в эксплуатируемых турбинах установлены сепаратор и двухступенчатый пароперегреватель): в таком варианте увеличивается влажность пара на выходе из

324

–1

что считается допустимым при частоте вращения 25 с ;

•установка одноступенчатого промежуточного перегревателя дает дополнительно 1,2—3 %; при этом авторы из Сибирского отделения АН СССР отметили, что наилучшие показатели тепловой экономичности получены при обогреве промперегревателя паром из отбора (а не свежим паром), оптимальное давление которого зависит от выбранного разделительного давления турбины;

•установка второй ступени промперегревателя увеличивает тепловую экономичность еще на 0,2—0,8 % относительных.

Возможны и другие структуры системы промежуточных сепарации и перегрева пара, кроме упомянутых.

Установка двух внешних сепараторов при давлениях 1,24 и 0,245 МПа рассматривалась при проектировании турбины К-500-6,4/25, при этом число ступеней в частях высокого, среднего и низкого давления принималось равным соответственно семи, четырем и пяти, а конечные влажности пара составляли 12,4; 8,4 и 13,8 % (без учета потерь с выходной скоростью). Электрический КПД ПТУ с такой турбиной оказался больше приблизительно на 1 % абсолютный (или на 3 % относительных) по сравнению с К-500-6,4/50 с промежуточными сепаратором и двухступенчатым перегревателем.

В настоящее время вариант с двумя сепараторами считается вполне конкурентоспособным при начальном давлении пара 6—7 МПа ввиду следующего:

•из тепловой схемы убирается промперегреватель — громоздкий

идорогой элемент оборудования;

•разработаны и используются центробежные сепараторы (вместо жалюзийных), достаточно компактные и надежные, с характеристиками влажности пара на выходе не хуже, чем у жалюзийных; их эффективность повышается, если дополнительно применяются сепарирующие устройства, встроенные в ресиверы перепуска пара между цилиндрами турбины;

•применение внутриканальной сепарации позволяет повысить внутренний относительный КПД турбины и уменьшить влажность пара на выходе.

В проекте турбины К-600-6,9/50 ЛМЗ для АЭС с ВВЭР-600 заложен такой вариант структуры рассматриваемой системы:

•сепарация влаги с помощью центробежных сепараторов после ЧВД турбины при давлении 3,1 МПа (влажность пара после ЧВД 9 %);

325

• сепарация влаги с помощью центробежных сепараторов и одноступенчатый перегрев пара до 250 °С при давлении 0,55 МПа после ЧСД (влажности пара после ЧСД и ЧНД равны соответственно 10,6

и 9,8 %). Электрический КПД ПТУ с такой турбиной η ≈ 0,36 (для

э

сравнения η ≈ 0,33 для эксплуатируемых паротурбинных установок

э

с начальными давлениями пара 5,9 и 6,4 МПа).

Значительные мощности турбин АЭС (см. данные, приведенные

в начале главы) и, как правило, достаточно низкие давления осушае-

мого и перегреваемого пара обусловливают большие его расходы.

Это, в свою очередь, приводит к необходимости параллельной уста-

новки нескольких крупногабаритных аппаратов СПП.

Отечественные СПП конструируются ОАО «ЗИОМАР» и изго-

тавливаются ОАО «Подольский машиностроительный завод «ЗиО-

Подольск». Они представляют собой вертикальные аппараты, внутри

которых компонуются сепарирующее устройство и теплообменная

поверхность. Конструктивные схемы некоторых СПП показаны на

рис. 18.3, а их основные характеристики даны в табл. 18.1.

Сепарирующее устройство в аппаратах действующих АЭС

состоит из унифицированных жалюзийных блоков, выполненных из

нержавеющей стали. Один из жалюзийных блоков, располагаемых

под теплообменной поверхностью (см. СПП-1000-1 на рис. 18.3),

показан на рис. 18.4. В настоящее время для вновь проектируемых

энергоблоков создаются новые СПП, в которых используются цент-

робежные сепарационные модули (рис. 18.5). Модули крепятся сверху

и снизу в трубных досках и располагаются либо в кольцевом про-

странстве аппарата, либо в его нижней части, как показано на

рис. 18.6. Для вентиляции межмодульного пространства в верхней

трубной доске имеются отверстия. Гидравлическое сопротивление

центробежного сепаратора составляет менее 1 % давления на входе,

влажность пара на выходе равна 0,5—1 % (зависит от начальной

влажности и скорости потока). Размещение сепаратора под паропе-

регревательной частью СПП позволяет существенно уменьшить гид-

равлическое сопротивление аппарата.

Пароперегревательная часть аппаратов ОАО «ЗИОМАР» наби-

рается чаще всего из труб с приваренными продольными ребрами,

объединенных в кассеты (рис. 18.7), которые в случае каких-либо

повреждений могут заменяться новыми. Применение оребрения поз-

воляет в 2—3 раза увеличить коэффициент теплопередачи. Материал

корпуса СПП, как правило, сталь 22К.

326

*В виде дроби приведены характеристики, относящиеся к первой (числитель) и второй (знаменатель) ступеням пароперегревателя.

**Трубы пароперегревателя выполнены с продольным оребрением (кроме аппаратов СПП-500-1(М) и СПП-750).

329

За рубежом на АЭС широко применяются сепараторы-паропере- греватели горизонтальные. Такие аппараты разрабатываются и в ОАО «ЗИОМАР». Основное их преимущество — удобство компоновки в машинном зале из-за меньшей высоты. В то же время вертикальные СПП обладают лучшей ремонтопригодностью, имеют возможность обеспечить бóльшую равномерность параметров осушаемого и перегреваемого пара.

Отметим также дополнительные решения, позволяющие улучшить условия работы сепараторов-пароперегревателей.

1. Использование пленочных сепараторов для предварительного осушения пара, поступающего в СПП. Пленочные сепараторы являются элементом ресивера и устанавливаются между ЦВД турбины и каждым СПП. В ресивере для улавливания и удаления влаги конструктивно оформляется сепарационная камера, в которую отводится пристенный слой потока пара. Влажность пара на входе в СПП при этом может быть уменьшена на 20 % относительных и более.

выход осушенного пара

330