6вопрос

ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ АЭС С ВОДНЫМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ

Особенности паротурбинных установок на насыщенном паре Основные особенности паровых турбин АЭС с водным теплоносителем связаны сих

работой на насыщенном паре и потому с относительно малым теплоперепадом (большие расходы пара) и работой большей части ступеней на влажном паре. Соответствующий цикл был представлен в главе , где была показана необходимость сепарации и промперегрева между ЧСД и ЧНД турбины.

ЧСД турбины выполняется в виде одного цилиндра.а ЧНД обычно из нескольких. как правило, двухпоточных цилиндров. Пар после ЦСД и сепаратора-промперегревателя поступает параллельно во все ЦНД.

В любых паровых турбинах, за исключением противодавленческих, приходится иметь дело с работой на влажном паре. Если для турбин ТЭС на перегретом паре это относится только к последним ступеням ЦНД (см. рис. ), то для машин на насыщенном паре большая часть ступеней работает на влажном паре. Только начальные ступени ЦНД, т. е. ступени после промежуточного перегрева пара между цилиндрами, работают на перегретом паре. Влияние влажности пара отрицательно сказывается на тепловой экономичности установки — внутренний относительный КПД турбины при работе на влажном паре уменьшается. Приближенно можно считать, что

т. е. увеличение средней влажности пара на (1% приводит к уменьшению внутреннего относительного КПД турбины также примерно на1%.

Влажность пара отрицательно влияет на работу турбины также и в связи с эрозией лопаток. Существуют методы отвода влаги из проточной части турбины. Конструкции внутритурбинных влагоудаляющих устройств различны. Значительная часть влаги отбрасывается к корпусу по поверхности лопаток рабочего колеса, поэтому такие сепарационные устройства целесообразно располагать непосредственно за рабочим колесом, тогда отведенный конденсат уже не будет оказывать вредного влияния на работу последующих ступеней турбины. Для последней ступени ЦНД отводят влагу также и с помощью влагоулавливающего устройства, расположенного за сопловым аппаратом.

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 влаго-улавливающие устройства располагают только в ЦНД, где в связи с большими диаметрами проточнойчасти турбины эрозионный износ лопаточного аппарата проявляется сильнее.

Эрозионные разрушения лопаток паровых турбин начинаются с их поверхности. Поэтому для снижения эрозии применяют различные способы упрочнения поверхности лопаток— хромирование, местную закалку кромок, нагартование, упрочнение поверхностного слоя электроискровым способом и др. На отечественных заводах наиболее распространен последний способ. Совершенно обязательно упрочнение поверхностного слоя лопаток для последних ступеней. Для этих целей используется стеллит, но бескобальтовый. Эффективность защитных мероприятий в решающей мере зависит от качества их выполнения, причем при плохом выполнении эрозия идет в еще большей мере, чем в отсутствие защитных мероприятий. В последние годы стали изготовлять лопатки для влажного пара из эрозионностойких материалов. Наряду с этим продолжаются поиски наиболее эффективных влагоудаляющих внутритурбинных устройств в сочетании с выбором более рациональных конструктивных и газодинамических параметров.

Наиболее эффективен вывод влаги через отборы турбины, особенно если число отборов отвечает числу ее ступеней. Уменьшение влажности при отводе влаги с греющим паром системы регенерации в процессах, изображаемых на h, s -диаграмме, обычно не учитывается. Это означает, что влажность по ступеням и за турбиной в действительности меньше, чем это следует из тепловых процессов в h, s-диаграмме.

РАЗВИТИЕ ТУРБИН НАСЫЩЕННОГО ПАРА

В л. указывалась эффективность повышения давления перед турбиной, а на л. — увеличения ее единичной мощности.

Основные характеристики турбин насыщенного пара приведены в нижеследующей табл.

установку брутто, кВт/(кВт-ч)

Процессы в h, s-диаграммах для всех турбин, упомянутых в этой таблице, приведены на рис. и . Из табл. и видно, что для турбинных установок, так же как и для парогенераторных и реакторных, характерно последовательное увеличение единичных мощностей и повышение начального давления. Важным вопросом развития турбинных установок на насыщенном паре, в свете увеличения их 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 мощностей 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 было бы 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. ,б) в сравнении с влажностью 13%. (см. рис. , б) для тихоходной машины той же мощности. Более подробное сопоставление характеристик последней ступени этих машин приведено в табл. .

Считается, что мощность 1000 МВт является предельной для быстроходных машин. Дальнейшее увеличение мощности турбин насыщенного пара возможно только в тихоходном варианте, как это и имеет место для зарубежных машин мощностью 1200 и 1300 МВт.

Это не противоречит сооружению быстроходной турбины 1200 МВт на Костромской ГРЭС; напомним, что эта турбина работает на перегретом паре сверхкритических параметров, т. е. в условиях малых конечных влажностей после турбины.

Преимущества тихоходных турбин заключаются в возможности значительного увеличения торцовой площади единичного выхлопа, что позволяет уменьшить число ЦНД (см. табл. ) и выходные потери. В связи с этим при равных начальных давлениях пара перед турбиной и вакуума в конденсаторе тихоходные турбины имеют более высокую термическую эффективность в сравнении с быстроходными. В сравнении с быстроходными турбинами тихоходные имеют и недостатки: большие затраты металла и трудоемкость изготовления.

Один из показателей развития блоков АЭС — рост давления пара перед турбиной, что видно из табл. и . Однако при этом ухудшаются условия работы регулирующих органов турбины. Парогенератор (см. гл. ) или реактор (см. гл.), строго говоря, выдают не сухой насыщенный пар, а пар с влажностью 0,2%. и даже 0,5%. Наибольшее значение энтальпии насыщенного пара имеют место в области давлений от 2,9 до 3,1 МПа. Для давлений выше 3,1 МПа энтальпии насыщенного пара уменьшаются. В связи с этим при дросселировании пара в паропроводах до входа в турбину влажность пара увеличивается. Для турбин АЭС с ВВЭР это показано в табл. , причем для сравнения приведены расчеты и для первых турбин насыщенного

пара с начальным давлением 2,9 МПа перед турбиной, отвечающим максимальному значению энтальпии пара.

Из табл. следует, что с ростом мощности турбин в связи с одновременным увеличением давления возрастает (и заметно) влажность пара, поступающего в регулирующие устройства турбины даже при номинальном режиме. При частичных нагрузках имеет место еще и дросселирование в самих регулирующих органах турбины. В результате влажность пара может дойти до 1,0—1,5%.. Это в определенной мере снижает надежность работы, а потому и длительность межремонтного периода, поэтому целесообразен хотя бы незначительный перегрев пара, например на 30 - 40 Такой перегрев повысил бы тепловую экономичность турбины за счет уменьшения влажности пара ЦСД. Перегрев пара относительно легко может быть осуществлен в парогенераторах, особенно при их вертикальной конструкции.