Турбины атомных электростанций

Центр «Модернизация

котельной техники»

Кафедра «Теоретической

и общей теплотехники»

ТУРБИНЫ ТЭС И АЭС

Часть 3

Турбины атомных электростанций

Конспект лекций канд.техн.наук доцента Марочек В.И.

Владивосток

2000 г.

Турбины атомных электростанций

Первая в мире атомная электростанция была введена в эксплуатацию в Советском Союзе в июне 1954 г. в г.Обнинске под Москвой.

Мощность ее составила 5 МВт. Она являлась научно-экспериментальной базой для проверки в реальных условиях эксплуатации правильности принятых технических решений, надежности всех элементов оборудования и отработки правил технической эксплуатации и техники безопасности.

В 1958 г. была введена в эксплуатацию Сибирская АЭС электрической мощностью 100 МВт.

Практически промышленная эксплуатация АЭС в СССР началась в 1964 году, когда были введены в действие первые блоки на Белоярской и Нововоронежской АЭС.

К 1990 г. на территории СССР действовали 16 промышленных АЭС, из них 9 – в РСФСР, 5 на Украине и по одной в Армении и Литве.

Крупнейшие из них: Запорожская, мощностью 5000 МВт, Ленинградская, Курская и Балаковская мощностью по 4000 МВт каждая.

В Дальневосточном регионе имеется единственная АЭС – Билибинская, на Чукотке в районе порта Певек. Ее электрическая мощность 48 МВт (4 турбины по 12 МВт). Введена в эксплуатацию в январе 1974 г.

Ведуться проектно-изыскательные и подготовительные работы к строительству АЭС в Приморском крае.

В последнем десятилетии 20 века в 26 странах мира действовало около 400 АЭС, обеспечивавших значительную долю выработки электроэнергии.

Производство электроэнергии на АЭС в процентах от общей выработки в стране в последнем десятилетии 20 века дано в табл.1.

Таблица 1

Выработка электроэнергии на АЭС в различных странах

(в процентах от общей)

Франция		Япония
Швеция		Чехословакия
Украина		США
Швейцария		Великобритания	19,5
Германия		Россия

В целом мире на долю АЭС приходится примерно 16 % общей выработки электроэнергии.

ОСОБЕННОСТИ ТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Современные ядерные реакторы в подавляющем большинстве случаев вырабатывают сухой насыщенный пар при относительно невысоком давлении, не превышающем 6-7,1 МПа.

Дальнейшее повышение давления свежего пара для АЭС на ближайшее время считается неоправданным по причинам общих технико-экономических показателей.

Невысокие параметры свежего пара и определяют особенности турбин атомных электростанций: повышенные расходы пара – примерно в два раза больше, чем у турбин аналогичной мощности на обычных ТЭС, и появление влаги на первых же ступенях с быстрым нарастанием влажности по ходу пара.

Повышенные расходы пара требуют увеличения пропускной способности последних ступеней турбины, что приводит к необходимости делать разветвленный выхлоп пара в конденсатор при увеличении числа корпусов низкого давления до 3-4 при двойном выхлопе в каждом.

Кроме того, в сверхмощных турбинах сочетается развитый многоходовой выхлоп с понижением числа оборотов в два раза против обычного (в отечественной практике с 3000 до 15000 об/мин.) с соответствующим увеличением длины рабочих лопаток на последней ступени до, примерно, 1,5 м.

Наличие влаги в паре ведет к понижению КПД на всех ступенях турбины, а также вызывает эрозию элементов проточной части (в первую очередь рабочих лопаток).

Мероприятия по уменьшению влажности и защите проточной части от эрозии:

1. Отвод влаги при помощи сепарационных устройств:

а). Внешние сепараторы между корпусами турбины;

б). Внутритурбинные сепарационные устройства.

2.

Промежуточный перегрев пара.

Рис.1.

Местоположение внешнего сепаратора определяется максимальной допустимой влажностью в проточной части – 12-13 %.

Турбина при этом выполняется двухкорпусной (рис.1) – с ЦВД и ЦНД и сепаратором между ними.

Сепаратор обеспечивает снижение влагосодержания с 12-13 % (после ЦВД) до »1 % перед ЦНД.

К внутритурбинным сепарационным устройствам относятся:

1. Обычные влагоулавливающие устройства, в которых капельки влаги с выходной кромки рабочих лопаток отбрасываются под действием центробежной силы в щель-ловушку в корпусе.

2. Аналогичные устройства, но с отсосом части пара из камеры-ловушки. Для обеспечения эффекта отсоса, камера сообщается с областью пониженного давления.

3. Отсос влаги через пустотелые сопловые перегородки. Полость внутри перегородки сообщается с областью пониженного давления, а почти по всей высоте перегородки в районе входной кромки делаются щели, в которые и засасывается водная пленка, движущаяся по поверхности профиля.

4. Очень эффективным является вывод влаги через регенеративные отборы. Развитая система регенеративного подогрева питательной воды обеспечивает и значительное снижение влажности в проточной части.

Промежуточный перегрев пара, как правило, осуществляется свежим паром (рис.2) или же двухсекционно - сначала паром одного из отборов ЦВД, а затем свежим паром, который имеет значительно более высокую температуру, чем пар, идущий из ЦВД.

Рис.2.

Промперегрев осуществляется только при наличии перед перегревателями эффективного влагосепаратора, способного осуществить максимальную сепарацию влаги из пара и свести к минимуму нерациональное расходование дополнительного количества свежего пара на осушение рабочего пара.

Практически промперегрев осуществляется только в поверхностных паро-паровых теплообменниках. Размещение пароперегревателей в реакторном зале исключается из-за требующейся большой длины паропроводов, большой потери давления в них, их больших габаритов и стоимости.

Защита проточной части от эрозии (в основном, входных кромок рабочих лопаток) осуществляется, главным образом, за счет повышения твердости на участках, наиболее подверженных действию влаги.

Были предложены: хромирование, местная закалка кромок, электро-искровое упрочнение, напайка пластинок из материала повышенной твердости.

Предложена также защита с помощью создания в опасных местах на

профиле водяной пленки. Для этого на спинке лопатки (рис.3) делаются неглубокие канавки, в районе которых задерживается влага, и удар капелек воды происходит не в металл, а в водяную пленку. Пленка под действием центробежной силы постепенно стекает к вершине лопатки.

Рис.3.

Конструктивные схемы турбин на насыщенном паре

Первая отечественная турбина насыщенного пара для АЭС К-70-29

Такие турбины были установлены на Нововоронежской АЭС и на некоторых АЭС за рубежом.

Рис.4. Принципиальная схема турбоагрегата К-70-29

Рис.5. Тепловой процесс турбоагрегата К-70-29

Таблица 2