2.4 Паровые турбины АЭС

Паротурбинная установка – одна из основных частей атомной электростанции. Ее главное назначение – преобразование тепловой энергии пара в электрическую, отдаваемую с шин электростанции потребителям. Экономичность АЭС в существенной мере определяется экономичностью ПТУ. В состав пароводяного тракта ПТУ входят: паровая турбина, конденсационная установка, система регенеративного подогрева основного конденсата и питательной воды, система промежуточной осушки пара турбины и парового его перегрева и т.д.

Основными заводами изготовитяли паротурбинных установок для АЭС являются: ЛМЗ – акционерное общество "Ленинградский металлический завод (входит в состав холдинга "Силовые машины"), ОАО "Турбоатом" (Украина), концерн

Siemens (Германия), Alstom (Франция), Hitachi, Ltd. (Япония), Toshiba (Япония), Doosan Heavy Industries & Construction Co., Ltd. (Южная Корея) и т.д [3].

2.4.1 Особенности паротурбинной установки на насыщенном паре

Основные особенности паровых турбин АЭС связаны с ее работой на насыщенном паре и потому с относительно малым теплоперепадом (большой расход пара) и работой большей части ступеней на влажном паре. Соответствующий цикл паротурбинной установки обоснован в [20, 21], где также показана необходимость сепарации и промперегрева между частью среднего давления (ЧСД) и частью низкого давления (ЧНД) турбины.

ЧСД турбины выполняется в виде одного цилиндра среднего давления (ЦСД), а ЧНД турбины состоит обычно из нескольких цилиндров низкого давления (ЦНД), причем каждый из них выполнен двухпоточным. Влияние влажности пара отрицательно сказывается на тепловой экономичности установки – внутренний относительный КПД турбины при работе на влажном паре η уменьшается. Приближенно можно считать, что увеличение средней влажности пара на 1% приводит к уменьшению внутреннего относительного КПД турбины также примерно на 1 %

[6]:

ηoiв.п =η100oi хср ,

37

Где Влажность пара отрицательно влияет на работу турбины также и в связи с эрозией лопаток.

Для удаления влаги из влагоулавливающей камеры отсасывается некоторое количество пара, который направляется затем в регенеративную систему. Эффективность влагоудаления возрастает с увеличением отсоса, однако при этом возрастает недовыработка электроэнергии на отсасываемом паре. Хотя теоретически было бы целесообразно отводить влагу после каждой ступени, внутритурбинные влагоулавливающие устройства располагают только в ЦНД, где в связи с большими диаметрами проточной части турбины эрозионный износ лопаточного аппарата проявляется сильнее.

Турбины влажного пара для АЭС, как правило, имеют один ЦВД, после которого расположен сепаратор – промежуточный перегреватель (СПП), и несколько (от одного до четырех) ЦНД.

В некоторых турбинах применяется ЦСД, совмещенный с ЦВД (К-500- 60/1500), или отдельный (К-1000-60/1500-1). Принципиальные структурные схемы турбин АЭС представлены на рис. 2.6. [3]

Отличительной особенностью турбин К-500-60/1500 и К-1000-60/1500-1 является также применение боковых конденсаторов. Тепловые испытания турбины К- 1000-60/1500-1 на Южноукраинской АЭС показали высокую экономичность турбоустановок этого типа, превышающую экономичность турбоустановок с нижним расположением конденсаторов и без выделенного ЦСД – К-1000/60/1500-2. Преимущество установок первой модификации заключается также в большей простоте фундамента, меньшей кубатуре машинного зала, т. е. в меньших капитальных затратах.

ЦВД турбин влажного пара при мощностях более 220 МВт обычно выполняют двухпоточными (рис. 2.6).

38

верхности – имеют наплавки из нержавеющей стали. В последних конструкциях внутренний корпус и диафрагмы по этим соображениям выполняются целиком из нержавеющей стали.

В ступенях ЦВД влажнопаровых турбин применяются влагоудаляющие устройства.

Важным вопросом развития турбинной установки на насыщенном паре в свете увеличения ее мощности является выбор частоты вращения – 50 или 25 с -1. Быстроходные турбины меньше по габаритам и затратам металла, поэтому турбины для АЭС начали свое развитие с числа оборотов 50 с-1. Увеличение мощности до 500 и 750 МВт не встретило особых сложностей. Однако создание быстроходной машины на 1000 МВт было сложнее. Чем больше проходное сечение последней ступени, тем больше эрозионное воздействие на лопаточный аппарат. Уменьшить его можно увеличив давление за турбиной, однако при этом снизилась бы термическая эффективность. Разрешение этого противоречия конструкторы нашли в применении для последней ступени турбины титановой лопатки вместо стальной. Тем не менее влажность пара после ЦНД принята всего 8% (см. рис. 8.1в) в сравнении с влажностью 13% (см. рис. 8.1б.) для тихоходной машины той же мощности.

Считается, что мощность 1000 МВт является предельной для быстроходных машин. Дальнейшее увеличение мощности турбины насыщенного пара возможно только в тихоходном варианте, как это и имеет место для зарубежных машин мощностью 1200 и 1300 МВт. Влажность пара после ЦСД для всех турбин АЭС допустима большей, чем после ЦНД, что объясняется меньшими диаметрами последней ступени ЦСД в сравнении с ЦНД и поэтому меньшими окружными скоростями и эрозионным воздействием влаги.

Преимущества тихоходной турбины заключаются в возможности значительного увеличения торцовой площади единичного выхлопа, что позволяет уменьшить число ЦНД и выходные потери. В связи с этим при равном начальном давлении пара перед турбиной и вакуума в конденсаторе тихоходная турбина имеет более высокую тепловую экономичность в сравнении с быстроходной. В сравнении с быстроходной турбиной тихоходная имеет и недостатки: большие затраты металла и трудоемкость изготовления.

40

Технические характеристики паровых турбин для АЭС производства заводов "ЛМЗ", "Турбоатом" и Hitachi Ltd приведены в таблицах 2.18-2.20.

Технические характеристики теплообменного оборудования, комплектующее паротурбинные установки "ЛМЗ", "Турбоатом" приведены в таблице 2.21.

Таблица 2.18 Характеристики стационарных паровых турбин для привода электрических генераторов мощностью 50-1200 МВт, производства фирм "ЛМЗ" (Россия) и "Тур-

боатом" (Украина) [3].

Таблица 2.20 Характеристики стационарных паровых турбин для привода электрических генераторов мощностью 728-1380 МВт, производства фирмы Hitachi Ltd (Япония)

[22].

43

44

46

Продолжение Таблица 2.21.

Теплообменное оборудование, комплектующее паротурбинные установки

47

48