75 группа 2 вариант / ГТ и ПГУ / Книги / Общая энергетика. Часть 2

Рассмотрим термодинамический цикл работы двухконтурной АЭС с паровой турбиной, работающей на насыщенном паре. Рабочее тело в виде сухого насыщенного пара с давлением около 6 МПа получается в парогенераторе за счёт теплоты, переносимой теплоносителем первого контура из активной зоны ядерного реактора в парогенератор. Насыщенный с влажностью 0,5 % острый пар состояния точки А (рис.9.17) из четырёх парогенераторов по паро-проводам поступает в часть высокого давления (ЧВД) турбины 4 и расширяется там (процесс А-Б). Пар подается через стопорно-регулирующие клапаны в середину двухпоточного симметричного цилиндра высокого давления (ЦВД) турбины, где после расширения с давлением 1,2 МПа и влажностью 12 % направляется к четырём сепараторам 5. В се-

Рис. 9.17. Цикл АЭС в h, s - диаграмме

11

Защитная оболочка первого контура

параторах от пара отделяется влага, и пар от состояния точки B (рис. 9.17) направляется в паро-паровой подогреватель 6, в котором осуществляется его двухступенчатый перегрев (процесс ВГ): в первой ступени – паром первого отбора с давлением 3 МПа и температурой 234 °C, во второй – свежим паром. Перегретый пар состояния точки Г при параметрах 1,13 МПа и 250 °C поступает в три одинаковых двухпоточных цилиндра низкого давления (ЦНД), расширяется в них до конечного давления (процесс ГД) и каждый поток поступает в свой конденсатор 8.

275

Конденсат из конденсатора насосом 9 через систему регенеративных подогревателей 10 в качестве питательной воды подаётся в парогенератор 2, где и замыкается цикл.

Регенеративная система 10 установки состоит из четырёх подогревателей низкого давления (ПНД), деаэратора и двух групп ПВД. Питательная вода в ПВД подаётся двумя турбопитательными насосами 11 мощностью около 12 МВт каждый, их приводная турбина питается перегретым паром, отбираемым за СПП, и имеет собственный конденсатор.

Турбопитательные насосы (их два на каждый энергоблок) подают питательную воду из деаэратора в парогенераторы через ПВД. Каждый насос состоит из двух, главного и бустерного, вместе они образуют единый агрегат, приводимый в действие собственной конденсационной турбиной и имеющий свою маслосистему. Производительность каждого агрегата около 3 800 м³/ч, у бустерных насосов частота вращения 1 800 об/мин, развиваемое давление 1,94 МПа; у основных – 3 500 об/мин и 7,33 МПа.

9.8. Принципиальная тепловая схема К-1000-5,9/50 ЛМЗ

Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева основного конденсата и питательной воды в ПНД, деаэраторе, ПВД, и отбор на приводные турбины питательных насосов. Принципиальная тепловая схема К-1000-5,9/50 ЛМЗ приведена на рис. 9.18.

Данные для отборов пара для нужд регенерации при номинальных параметрах, а также температура питательной воды за ПВД-7 приведены в табл. 9.2.

Таблица 9.8. Данные для отборов пара для нужд регенерации при

номинальных параметрах

№ от-	Потре-	Расход,	Параметры в точке отбора

276

бора	битель	т/ч	Давление,	Темпера-	Степень влаж-
			МПа	тура, С	ности, %
-	СПП	519	5,8	272	0,6
1	ПВД-7	312	2,3	219	8,0
2	ПВД-6	277	1,4	196	10,7
3	Д-7	143	0,9	174	12,7
4	ПНД-5	255	0,52	155	14,5
-	ТПН	136	0,5	250	-
5	ПНД-4	130	0,25	184	-
6	ПНД-3	112	0,12	123	-
7	ПНД-2	142	0,06	87	1,6
8	ПНД-1	162	0,024	65	4,9
-	Температура питательной воды			218	-
	за ПВД-7

Турбина сверх отборов на регенерацию и ТПН, указанных в таблице, без снижения номинальной мощности допускает отборы пара на собственные нужды блока:

из паропровода второго отбора (на ПВД-6) – 40 т/ч;

из паропровода третьего отбора (на деаэратор) – 40 т/ч.

Кроме отборов пара, допускаемых без снижения номинальной мощности турбины, разрешаются дополнительные отборы без сохранения номинальной мощности:

из паропроводов третьего, четвертого и шестого отборов на подогреватели сетевой воды с суммарной теплофикационной нагрузкой 836 ГДж/ч (200 Гкал/ч) при температурном графике

150/70 С;

увеличение дополнительных отборов из паропроводов второго и третьего отборов суммарно до 150 т/ч.

Регенеративная установка состоит из пяти ПНД, два из которых смешивающего типа, три – поверхностного типа, деаэратора, двух ПВД и охладителя пара уплотнений. Каждый ПВД выполнен в двух одинаковых корпусах, включенных параллельно по пару и питательной воде.

ПНД-1 и ПНД-2 смешивающего типа, горизонтальные, состоящие каждый из цилиндрического корпуса с установленными внутри него горизонтальными перфорированными тарелками и другими устройствами. Причем ПНД-1 состоит из двух одинаковых корпусов. Для удаления влаги из пара после ЦВД и пере-

277

грева его до 250оС турбоустановка снабжена сепараторамипароперегревателями, выполненными в виде четырех корпусов.

Каждый СПП представляет собой вертикальный аппарат, состоящий из сепаратора и одноступенчатого пароперегревателя. Сепаратор расположен в нижней части аппарата, пароперегреватель – в верхней части.

Влажный пар после ЦВД поступает в нижнюю часть аппарата и далее проходит через жалюзийное сепарационное устройство. Осушенный пар поступает в пароперегреватель и далее в блоки клапанов низкого давления, а затем в ЦНД и в конденсатор. К конденсатосборнику конденсатора с большим давлением снизу приваривается бак, из которого конденсат поступает во всасывающую сторону КЭН-1.

Основной конденсат после КЭН-1 проходит через подогреватель сальниковый типа ПС-340, после чего поступает на БОУ. Пройдя БОУ и ПНД-2, конденсат поступает в два ПНД-1 параллельно и далее из обоих ПНД-1 самотеком сливается в ПНД-2 за счет разности отметок установки ПНД-1 и ПНД-2. Из ПНД-2 конденсат поступает во всасывающую сторону КЭН-2 и далее через ПНД-3, ПНД-4, ПНД-5 направляется в деаэратор. После деаэратора питательная вода подается двумя турбопитательными насосами (ТПН) через ПВД-6 и ПВД-7 в парогенераторы.

278

278

Рис.9.18. Принципиальная тепловая схема К-1000-5,9/50 ЛМЗ: 1 – ЦВД; 2 – 4хЦНД; 3 – стопорно-регулирующая арматура; 4 – сепаратор-пароперегреватель; 5 – генератор; 6 – конденсатор; 7 – конденсатный насос

1-го подъема; 8 – сальниковый подогреватель; 9 – ПНД-1; 10 – ПНД-2; 11 – ПНД-3; 12 – ПНД-4; 13 – ПНД-5; 14 – деаэратор; 15 – ПВД-6; 16 – ПВД-7; 17 – конденсатный насос 2-го подъема; 18 – конденсатный насос ПТН; 19 – конденсатор ПТН; 20 – приводная паровая турбина питательного насоса; 21 – конденсатный насос сепаратора; 22 – питательный насос

278

9.9.Паротурбинные установки АЭС

9.9.1.Особенности работы паровых турбин

АЭС на влажном паре

Отличительной особенностью турбин АЭС является то, что рабочим телом в них в основном является насыщенный пар.

Для сравнения на рис. 9.19 в h, s - диаграмме изображены

процессы расширения пара 7 – 8 – 9 – 10 для конденсационной турбины, работающей на перегретом паре при начальных па-

раметрах ро = 13 МПа, to = 545 oС с промежуточным перегре-
вом до tп.п = 545 оС, и
для	турбины			АЭС	с
начальными			параметра-
ми,	соответствующими
состоянию			насыщения
ро = 6 МПа, to = 275,6 oС
и рк = 4 кПа.
Если		не	принимать
никаких мер для сепара-
ции	влаги		в	турбине
насыщенного			пара,		то
конечная		влажность			в
конце процесса				расши-
рения 1 – 1’ (рис. 9.19)
достигнет			величины,
примерно равной 24 %,
что является совершен-
но	недопустимым				по

условиям эрозионного износа рабочих лопаток.

При применении совре-	Рис. 9.19. Процесс расширения пара
менных методов влаго-	в турбине в h, s - диаграмме

удаления, внешней сепарации и развитой системе регенерации в реальном процессе 1 – 2 – 3 – 4 конечная влажность в турбине составит 14,3 %, а при вторичном перегреве пара до tп.п = 260 оС в процессе 1 – 2 – 5 – 6, конечная влажность пара не превысит 11 %.

В высокоэффективных внешних сепараторах можно произвести осушку пара до влажности у2 = 0,05 – 0,1 %, уменьшая влажность в последующих ступенях и заметно улучшая КПД проточной части турбины. В тракте сепаратора падает давление пара,

279

но эта потеря не столь велика, и внешняя сепарация практически всегда повышает КПД установки, по меньшей мере, на 2 – 2,5 %.

Возможны разные схемы включения внешних сепараторов (рис. 9.20). В турбинах большой мощности и относительно высокого начального давления (р ≥ 6 МПа) иногда предусматривают 2 ступени внешней сепарации. Следует отметить, что установка второго внешнего сепаратора требует выделения в турбине части среднего давления, а при больших мощностях – даже цилиндра низкого давления. Вторая ступень сепарации повышает экономичность установки дополнительно на 0,3 – 1 %.

На большинстве атомных электростанций кроме сепарации применяют промежуточный перегрев пара, который осуществляется паром с начальными (перед турбиной) параметрами (рис. 9.20, в, г, д). Этот перегрев существенно снижает влажность в последующих ступенях ЦНД турбины и тем самым повышает их внутренний относительный КПД и надежность.

Рис. 9.20. Возможные схемы внешней сепарации и промперегрева пара в турбинных установках насыщенного пара: а – одна ступень сепарации; б – две ступени сепарации; в – одна ступень сепарации и одноступенчатый перегрев пара начальных параметров; г – одна ступень сепарации и двухступенчатый перегрев отборным паром и паром начальных параметров; д – две ступени сепарации и одноступенчатый перегрев паром начальных параметров;

С – сепаратор; ПП – промежуточный перегреватель

Следует подчеркнуть, что промежуточный перегрев, который осуществляется паром начальных параметров, а не за счет перегрева в реакторе, снижает термический КПД цикла, так как

280

дополнительный за счет этого перегрева цикл имеет меньшую температуру подвода теплоты, чем основной.

Особенности использования влажного пара в турбинах АЭС существенным образом влияют на их конструкцию. Рассмотрим некоторые из этих особенностей.

Малый располагаемый теплоперепад. В большинстве тур-

бин насыщенного пара располагаемый теплоперепад приблизительно в два раза меньше, чем в турбинах на высокие начальные параметры пара. Так, например, в современных турбинах насыщенного пара с внешней сепарацией при р0 = 6,0 МПа располагаемый теплоперепад составляет менее 60 % располагаемого теплоперепада турбины сверхкритических параметров с р0 = 23 МПа и t0 = tпп = 545оС. Следствием этого являются:

отсутствие ЦСД в большинстве влажно-паровых турбин;

выработка в ЦНД примерно 50-60 % всей мощности турбины, поэтому влияние ЦНД на экономичность оказывается весьма существенным;

заметное влияние на экономичность турбины потерь с вы-

ходной скоростью ∆Нв.с, потерь от дросселирования пара в паровпускных органах, в ресиверах, в тракте внешнего сепарато- ра-перегревателя.

Объемные расходы пара. В турбинах насыщенного пара изза пониженных начальных параметров, меньшего располагаемого теплоперепада объемные расходы пара примерно на 60-90 % больше, чем в турбинах на высокие параметры той же мощности. В связи с этим для конструкции турбин АЭС характерны следующие особенности:

повышенные габариты паровпускных органов;

двухпоточное исполнение ЧВД турбин мощностью выше

500 МВт;

выполнение первых ступеней с переменным профилем лопаток по высоте из-за больших высот лопаток;

большие расходы пара в ЦНД, что требует увеличения числа потоков, применения пониженной частоты вращения.

Влажность пара. Для турбин АЭС особо важна проблема влажности, т.к. все ступени таких турбин работают в зоне влажного пара. Приближенно можно считать, что увеличение средней влажности пара на 1 % приводит к уменьшению внутреннего относительного КПД турбины на 1 %.

Образование влаги в паре относительно высокой плотности в начале его расширения вызывает эрозийное разрушение эле-

281

ментов проточной части. В турбинах, работающих на влажном паре, существуют различные виды эрозии: ударная, щелевая, эрозия вымывания, встречающаяся в ресиверах, сепараторах и других частях, на которые действует влага в виде струй.

Один из эффективных методов снижения потерь от влажности пара – проектирование ступеней и решеток турбины с учетом особенности течения влажного пара. В частности, увеличение зазора между сопловыми и рабочими решетками ведет к выравниванию потока при входе на рабочее колесо и дополнительному разгону капель влаги. Опыты показали, что увеличение осевого зазора существенно не сказывается на экономичности ступени. В некоторых турбинах размер осевого зазора в периферийной части последних ступеней доходит до 100 мм и более.

9.9.2. Конструкция паровой турбины для блока

ВВВЭР-1000 К-1000-5,9/50 ЛМЗ

Турбина предназначена для работы на двухконтурных АЭС в моноблоке с водо-водяным реактором ВВЭР-1000. Параметры свежего пара следующие: давление 5,89 МПа, влажность 0,5 %. Давление в конденсаторе при температуре охлаждающей воды 20оС составляет 4,3 – 5,5 кПа, частота вращения – 50 с-1. Турбина выполнена с дроссельным парораспределением. Конструкция паровой турбины для АЭС К-1000-5,9/50 ЛМЗ приведена на рис. 9.21.

Турбина состоит из ЦВД и четырех ЦНД, расположенных попарно слева и справа от ЦВД. Пар из парогенераторов по четырем паропроводам диаметром 600 мм подводится к четырем блокам стопорно-регулирующих клапанов. Блоки клапанов установлены рядом с турбиной. Четыре паропровода, идущие от них, попарно объединяются для подачи пара в ЦДВ через два штуцера диаметром 700 мм, расположенные в нижней половине корпуса ЦВД. Это не требует отсоединения перепускных труб от турбины перед вскрытием ЦВД. Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева основного конденсата и питательной воды в ПНД, деаэраторе, ПВД, и отбор на приводные турбины питательных насосов.

Продольный разрез цилиндра высокого давления турбины К-1000-5,9/50 ЛМЗ приведен на рис. 9.22.

282

283

Рис. 9.21. Конструкция паровой турбины для АЭС К-1000-5,9/50 ЛМЗ

283