Ростовская АЭС: турбина пускового энергоблока № 4 поставлена на валоповорот. Аэс турбина4.5. Паровая турбина - Энергетика: история, настоящее и будущее4.5. Паровая турбинаОсновной путь получения электроэнергии на современных АЭС – применение электрических генераторов машинного типа с механическим приводом от паровой турбины. Тепловая энергия пара при его расширении в проточной части турбины превращается в кинетическую энергию потока пара, которая используется для вращения ротора турбины электрогенератора. Параметры пара, поступающего на турбину, находятся в прямой зависимости от параметров теплоносителя, охлаждающего активную зону ядерного реактора. Для двухконтурной АЭС с реактором ВВЭР-1000 выбрано максимально возможное давление теплоносителя, которое определяется техническими возможностями изготовления мощных корпусов. При современном состоянии промышленности мирового реакторостроения таким давлением является 16 МПа. Условием однофазности теплоносителя на выходе из ядерного реактора является его недогрев до кипения. Соответственно ограничивается не только температура теплоносителя на выходе из реактора (325°С), но и температура на входе в реактор (на выходе парогенератора), которая принимается равной 290°С. С учетом необходимого перепада температур в парогенераторе между теплоносителем ядерного реактора и пароводяной смесью в парогенераторе температура парообразования составляет 278°С, что соответствует давлению 6,4 МПа. Начальные параметры пара перед турбиной – давление 6 МПа, температура 274°С. Особенности паровых турбин АЭС с реакторами ВВЭР (PWR) связаны с их работой на насыщенном паре с относительно малым теплоперепадом, что влечет за собой большие расходы пара, и большая часть ступеней турбины работает на влажном паре. В процессе расширения насыщенного пара в турбине его влажность непрерывно возрастает и достигает значений, при которых возникает эрозионный износ проточной части турбины. В связи с этим термодинамический цикл для АЭС с водным теплоносителем включает промежуточную сепарацию: пар, достигший предельно допустимых значений влажности после головного цилиндра турбины, отводится в специальный сепаратор и осушается в нем при постоянном давлении (температуре).
По техническим и экономическим причинам сепараторы сочетаются с промежуточными перегревателями пара. Наиболее эффективен вывод влаги из пара через отборы турбины, особенно если число отборов отвечает числу ее ступеней. Крупные паровые турбины конструктивно разделяются на части высокого (ЧВД), среднего (ЧСД) и низкого (ЧНД) давлений, которые могут иметь различное число параллельных потоков и выхлопов (рис. 4.20, 4.21). Часть турбины, объединенная общим корпусом, называется цилиндром. ЧВД и ЧСД турбины выполняются в виде одного цилиндра среднего давления (ЦСД), а ЧНД турбины обычно состоит из нескольких цилиндров низкого давления (ЦНД), и каждый из них выполнен двухпоточным. После ЦСД и сепаратора-перегревателя пар поступает параллельно на все ЦНД.
Для обеспечения требуемого расхода пара в турбинах АЭС, работающих с насыщенным паром, необходимо большое число выхлопов, что приводит к увеличению общей длины турбины. Уменьшением частоты вращения ротора турбины (например до 1500 об/мин) можно сократить количество ЦНД. При этом увеличиваются длина лопаток последних ступеней турбины и средний диаметр, увеличивается площадь выхлопа, следовательно, уменьшается число цилиндров. По современным концепциям число роторов валоприводов не должно превышать пяти, а предельная длина турбины 55–65 м. Максимальная мощность турбины на насыщенном паре при частоте вращения ротора 3000 об/мин составляет 1000–1200 МВт, а для тихоходных она возрастает примерно в 4 раза. Масса тихоходных турбин мощностью до 1000 МВт превосходит массу турбин с частотой оборота ротора в 3000 об/мин и только при мощности более 1000 МВт их массы становятся почти одинаковыми. Так, удельная масса турбины К-100060/3000, установленной на Ровенской АЭС, в ~1,3 раза меньше, чем у турбин К-1000-60/1500, установленных на Запорожской АЭС. Паровая турбина К-1000-60/1500, имеющая общую длину 57,8 м и вес ~ 3000 т, представляет собой многоступенчатую турбину, состоящую из одного двухпоточного цилиндра высокого давления (ЦВД) и трех двухпоточных цилиндров низкого давления (ЦНД). Скорость вращения ротора турбины 1500 об/мин. После сброса давления в ЦВД пар поступает в сепараторы-перегреватели, где он теряет часть влаги, после чего пар перегревается и поступает в ЦНД. В процессе сброса давления часть пара отбирается для подогрева питательной воды.
Роторы турбины собраны из кованых элементов, сваренных по периферии. Лопатки турбины закрепляются в пазах. На рис. 4.22 представлен общий вид турбогенератора мощностью 1000–1300 МВт с частотой вращения ротора 1500 об/мин, на рисунке 4.23 – общий вид модуля АЭС с реактором PWR1300 МВт (EDF, Франция), а на рис. 4.24 – Хмельницкая АЭС с реакторами ВВЭР-1000. Учитывая чрезвычайно высокую ответственность вопросов безопасности и принимая во внимание опыт эксплуатации и результаты постоянно проводящихся исследований, действующие АЭС постоянно совершенствуются. В Украине эта деятельность рассматривается как приоритетная, реализуется эксплуатирующей организацией и контролируется регулирующим органом.
energetika.in.ua На Армянскую АЭС доставлена новая турбинаЭкономика12:32 31.05.2018(обновлено 14:29 31.05.2018) Получить короткую ссылку 43930 Модернизация турбин производится с целью повышения мощности, экономичности, надежности и других эксплуатационных характеристик АЭС в Мецаморе. ЕРЕВАН, 31 мая — Sputnik. Компания "Русатом Сервис" в рамках работ по модернизации и продлению срока эксплуатации Армянской АЭС, завершила доставку турбины для второго энергоблока Армянской АЭС в Мецаморе. Об этом сообщили в пресс-службе компании. Модернизация турбин производится с целью повышения мощности, экономичности, надежности и других эксплуатационных характеристик. В объем поставки для модернизации энергоблока входят две паровые турбины типа К-220-44-1. Турбина такого типа представляет собой одновальный трехцилиндровый агрегат и состоит из цилиндра высокого давления и двух цилиндров низкого давления. Основная задача турбины — преобразования тепловой энергии пара, получаемого при нагреве воды в реакторе станции, в механическую энергию вращения. Тепловая мощность реакторной установки – 687,5 МВт. Частота вращения ротора турбины — 3000 оборотов в минуту, что сопоставимо с количеством оборотов двигателя автомобиля на скорости 120-140 км/ч. С 1 июня Армянская АЭС будет остановлена в рамках широкомасштабных работ по модернизации и продлению срока эксплуатации второго энергоблока. Ранее, на станцию уже было доставлено основное оборудование для проведения модернизации 2018 года: первый из двух турбогенераторов, 2 блочных трансформатора, модули конденсатора и 2 сепаратора пароперегревателя. Таким образом, на станцию уже прибыло все ключевое оборудование для модернизации первой турбоустановки второго блока АЭС. "Близнецы" Армянской АЭС будут работать до 60 лет – мы тоже можем постараться>> По словам заместителя директора по управлению проектами компании "Русатом Сервис" Владимира Бредова, объем уже проделанной работы свидетельствует о продуктивном характере взаимодействия специалистов России и Армении. "Впереди у нас еще более масштабные задачи, и я уверен, что совместными усилиями с армянскими специалистами мы сможем своевременно провести работы в машинном зале в 2018 году, чтобы подключить блок к электросети уже 1 августа 2018 года", — сказал Бредов. Напомним, что работа по продлению срока эксплуатации АЭС ведется на кредитную линию в 270 миллионов и грант в 30 миллионов долларов от правительства России. Работу ожидается завершить до конца 2019 или 2020 года, а проектный срок службы станции будет продлен до 2027 года. Главный подрядчик капремонта станции — компания "Русатом сервис", входящая в российскую госкорпорацию "Росатом". ru.armeniasputnik.am Alstom Power Systems поставит турбины для турецкой АЭС "Аккую"13:0830.09.2017 (обновлено: 13:09 30.09.2017) 3599227 МОСКВА, 30 сен — РИА Новости. Французская компания Alstom Power Systems (принадлежит американской General Electric) поставит турбины для АЭС "Аккую", которая будет построена в Турции с участием России, следует из открытых материалов, размещенных на сайте закупок госкорпорации "Росатом".  Alstom Power Systems изготовит паровые турбины Arabelle, которые обеспечивают повышение экономичности и надежности производства электроэнергии на АЭС, снижение совокупных расходов на строительство и эксплуатацию атомной станции, а также снятие ограничений на дальнейшее повышение единичной мощности энергоблоков. Цена контракта — 553 миллиона евро без НДС. Начало изготовления оборудования для первой очереди АЭС "Аккую" (энергоблоки №№1 и 2) предварительно намечено на май 2018 года. Проектная компания "Аккую Нуклеар" (заказчик строительства и владелец АЭС "Аккую") для обеспечения работ планирует привлечь заемное финансирование под гарантии и/или страховое покрытие экспортных кредитных агентств (финансирование с покрытием ЭКА), а Alstom Power Systems должна будет оказать содействие "Аккую Нуклеар" в получении такого заемного финансирования объеме не менее 85% от цены оборудования.  Росатом хочет получить лицензию на сооружение АЭС в Турции до конца годаПоставка комплектной паровой турбины для блока №1 АЭС "Аккую" предварительно намечена на апрель 2021 года, для блока №2 — на апрель 2022 года, для блока №3 — на апрель 2023 года, для блока №4 — на апрель 2024 года. Как следует из материалов, на первой очереди станции планируется использовать турбогенераторы, ранее изготовленные для Балтийской АЭС (проектом этой атомной станции предусмотрено использование турбин Arabelle, в настоящее время строительство БалтАЭС в Калининградской области заморожено). В 2016 году Alstom Power Systems выиграла конкурс на поставку турбинного оборудования для АЭС "Ханхикиви-1", которую планируется построить в Финляндии с участием России. Проект АЭС "Аккую" включает в себя четыре энергоблока с российскими реакторными установками ВВЭР-1200 поколения "3+", соответствующими самым высоким, так называемым "постфукусимским" стандартам безопасности. Мощность каждого энергоблока АЭС составит 1200 МВт. Ранее сообщалось, что российские инвестиции в проект составят 22 миллиарда долларов. Турецкая сторона рассчитывает на ввод первого блока АЭС в 2023 году. В июне на международном форуме "Атомэкспо-2017" в Москве госкорпорация "Росатом" подписала соглашение об основных условиях вхождения турецких энергетических компаний Cengiz Holding, Kolin Insaat и Kalyon Insaat в капитал "Аккую Нуклеар". Турецкий консорциум претендует на 49% в "Аккую Нуклеар". Сумма возможной сделки не разглашалась, но объявлялось, что это будет самая крупная инвестиция зарубежных компаний в российские проекты, которые реализуются за пределами РФ, и крупнейшая в мире частная инвестиция в атомную энергетику за последние 17 лет. ria.ru «Ростовская АЭС: турбина пускового энергоблока №4 поставлена на валоповорот» в блоге «Энергетика и ТЭК»В машинном зале пускового энергоблока № 4 Ростовской АЭС выполнена постановка турбины на валоповорот. Это один из важнейших этапов подготовки четвертого энергоблока станции к началу выработки электроэнергии.По словам заместителя начальника турбинного цеха второй очереди Александра Синяпкина, основной целью выполнения технологической операции являлась проверка правильности сборки и центровки всех элементов проточной части турбины, а также соответствия ее осей с валом турбогенератора.Согласно техническим требованиям, при монтаже допуск на расхождение в осях турбины составляет не более 0,03 мм. Это условие было соблюдено специалистами ООО «ВдМУ», выполнявшими операции по монтажу и сборке турбоагрегата при строжайшем контроле со стороны специалистов Ростовской АЭС и шеф-инженеров завода-изготовителя."С помощью специального электродвигателя происходит вращение вала турбоагрегата со скоростью 1 оборот в 7 минут. Этого достаточно, чтобы убедиться в том, что турбина смонтирована в соответствии с действующими правилами и нормами", — пояснил Александр Синяпкин.В свою очередь вице-президент по проектам в России Группы компаний ASE Алексей Дерий отметил, что выполнение данного этапа — это еще один шаг для обеспечения своевременного энергетического пуска энергоблока. «Постановка турбины на валоповорот демонстрирует высокую техническую готовность турбоагрегата и его вспомогательных систем к выполнению испытаний в период проведения холодно-горячей обкатки реакторной установки», — подчеркнул он. Кроме того, на этапе подготовки турбоагрегата к постановке на валоповорот были проведены работы, обеспечивающие готовность механического и электротехнического оборудования вспомогательных систем, в том числе маслосистем турбины и генератора.В перечне последующих предпусковых операций в турбинном отделении энергоблока № 4 — промывка конденсатно-питательного тракта, набор вакуума на турбине, опробование турбо-питательных насосов, с последующими испытаниями оборудования согласно требованиям программ.Эти работы должны быть завершены для обеспечения условий вывода турбоагрегата на «холостой ход» (1500 об/мин) на этапе энергетического пуска энергоблока, который намечен на конец 2017 года.Ростовская АЭС является филиалом АО «Концерн Росэнергоатом». Предприятие расположено на берегу Цимлянского водохранилища в 13,5 км от г. Волгодонска. На АЭС эксплуатируются реакторы типа ВВЭР-1000 с установленной мощностью 1000 МВт. Энергоблок № 1 введен в промышленную эксплуатацию в 2001 году, энергоблок № 2 — в 2010 году, энергоблок № 3 принят в промышленную эксплуатацию 17 сентября 2015 года. Ведется строительство энергоблока № 4. sdelanounas.ru Турбина четвертого энергоблока Ростовской АЭС поставлена на валоповоротТурбина четвертого энергоблока Ростовской АЭС поставлена на валоповорот 25 мая 2017 г. в 11:31 в машинном зале пускового энергоблока №4 Ростовской АЭС выполнена постановка турбины на валоповорот. Это один из важнейших этапов подготовки четвертого энергоблока Ростовской атомной станции к началу выработки электроэнергии, сообщает пресс-служба РоАЭС. По словам заместителя начальника турбинного цеха второй очереди Александра Синяпкина, основной целью выполнения технологической операции являлась проверка правильности сборки и центровки всех элементов проточной части турбины, а также соответствия ее осей с валом турбогенератора. Согласно техническим требованиям, при монтаже допуск на расхождение в осях турбины составляет не более 0,03 мм. Это условие было соблюдено специалистами ООО «ВдМУ», выполнявшими операции по монтажу и сборке турбоагрегата при строжайшем контроле со стороны специалистов Ростовской АЭС и шеф-инженеров завода-изготовителя. «С помощью специального электродвигателя происходит вращение вала турбоагрегата со скоростью 1 оборот в 7 минут. Этого достаточно, чтобы убедиться в том, что турбина смонтирована в соответствии с действующими правилами и нормами», - пояснил Александр Синяпкин.В свою очередь вице-президент по проектам в России Группы компаний ASE Алексей Дерий отметил, что выполнение данного этапа – это еще один шаг для обеспечения своевременного энергетического пуска энергоблока. «Постановка турбины на валоповорот демонстрирует высокую техническую готовность турбоагрегата и его вспомогательных систем к выполнению испытаний в период проведения холодно-горячей обкатки реакторной установки», - подчеркнул он.Кроме того, на этапе подготовки турбоагрегата к постановке на валоповорот были проведены работы, обеспечивающие готовность механического и электротехнического оборудования вспомогательных систем, в том числе маслосистем турбины и генератора. В перечне последующих предпусковых операций в турбинном отделении энергоблока №4 – промывка конденсатно-питательного тракта, набор вакуума на турбине, опробование турбо-питательных насосов, с последующими испытаниями оборудования согласно требованиям программ. Эти работы должны быть завершены для обеспечения условий вывода турбоагрегата на «холостой ход» (1500 об/мин) на этапе энергетического пуска энергоблока, который намечен на конец 2017 года. Ростовская АЭС (РоАЭС) является филиалом ОАО «Концерн Росэнергоатом». Предприятие расположено на берегу Цимлянского водохранилища в 13,5 км от г. Волгодонска. На атомной станции эксплуатируются два энергоблока с реакторами типа ВВЭР-1000 с установленной мощностью 1000 МВт. Энергоблок № 1 введен в промышленную эксплуатацию в 2001 году, энергоблок №2 – в декабре 2010 года. Физпуск энергоблока №3 состоялся в ноябре 2014 г, энергопуск – в декабре 2014 г. Ведется строительство энергоблока №4. www.seogan.ru 9.4 Тепловое состояние турбин аэспри работе на частичных нагрузках В настоящее время атомная энергетика постепенно превращается в крупную отрасль энергетического производства. Характерной особенностью АЭС является меньшая по сравнению со станциями на физическом топливе состоящая в себестоимости производимой электроэнергии. Как уже указывалось, в настоящее время для Украины характерна большая неравномерность графиков нагрузок. Это связано с режимами работы потребителей и со структурой потребления электроэнергии. Наиболее разуплотнёнными являются графики нагрузок, где в промышленности преобладают нагрузки машиностроительных предприятий. Коэффициент неравномерности – отношение минимальной нагрузки и максимальной, достигает величины 60%. Неравномерность графиков нагрузки энергосистем усиливается опережающим ростом коммунально-бытового энергопотребления, имеющего наибольшую суточную неравномерность. Разуплотнение графиков нагрузки за счет этого достигает величины 3%. Анализ работы энергосистем позволяет сделать вывод, что основной проблемой сегодня и в будущем является прохождение ночного минимума нагрузок и утреннего пика. В связи с этим происходит процесс перемещения турбоагрегатов из базовой в полупиковую, а затем и в пиковую зону графика электрических нагрузок.Одним из эффективных способов улучшения маневренных характеристик агрегатов АЭС может оказаться регулирование их нагрузки скользящим давлением пара. Этот метод получил широкое распространение на конденсационных станциях. В последнее время результаты работы по внедрению его на ТЭС практически закончены. Вполне естественно возникает вопрос о возможности применения этого способа для регулирования мощности агрегатов АЭС различного типа. Существующие и формируемые в соответствие с основными направлениями развития энергетики схемно-режимные условия эксплуатации АЭС предопределяют необходимость участия их энергоблоков в противоаварийном управлении энергосистемами. В настоящее время энергоблоки АЭС работают преимущественно в базовом режиме. Коэффициент использования установленной мощности колеблется в пределах от 0,74 до 0,87, годовое число часов использования установленной мощности при этом составляет 6500-7470 ч/год. Например, на Запорожской АЭС в последние годы число остановов турбин находится на уровне 2-4. Несмотря на базовый режим работы, довольно часто возникают случаи снижения нагрузки энергоблоков, которые вызваны рядом технологических и системных причин. В таблице 9.5 представлены данные по недовыработке электроэнергии энергоблоами Запорожской АЭС из-за диспетчерских ограничений за период с 2001 года по июль 2006 года. Основными причинами разгрузки и остановов энергоблоков АЭС являлись:
2005 году зарегистрировано более 170 переходных режимов, связанных со снижениями, сбросами нагрузки, остановами и пусками. Нагрузка энергоблоков снижалась на величину более 10% номинальной мощности 82 раза. В том числе снижение нагрузок на 30% и полных остановок (планово–предупредительных и внезапных, с последующим пуском из горячего и холодного состояния – 40 раз). Анализ обнаруженных за это время дефектов на основном тепломеханическом оборудовании не выявил корреляции между качеством дефектов и количеством разгрузок блоков. Отсутствие снижения герметичности твэлов свидетельствует об их устойчивости к переходным процессам и позволяет предполагать возможность эксплуатации реакторов ВВЭР-1000 в переменных режимах нагрузки. Таблица 9.5
Таким образом, намечающееся использование турбин АЭС в режимах регулирования мощности энергосистем приведет к тому, что часть турбин АЭС будет разгружаться в периоды ночных провалов нагрузки. Одним из способов экономичного регулирования мощности энергосистем вместо параллельной частичной нагрузки большего числа агрегатов может стать последовательная нагрузка отдельных турбоагрегатов в зоне регулировочного диапазона вплоть до остановки их в период суточных и еженедельных провалов энергопотребления. При этом на остающихся в работе турбинах нагрузка сохраняется близкой к номинальной. Каждая из последовательно нагружаемых турбин с дроссельным парораспределением, а именно такие турбины составляют основной парк АЭС, соответствует как бы очередной отключаемой группе сопл многовального турбоагрегата с сопловым парораспределением, а на время останова разгруженных турбин удается избежать механических и других потерь, неизбежных при глубокой частичной разгрузке. Если процесс разгрузки осуществляется при неизменном давлении свежего пара, температура пара на входе в цилиндр, расположенные за СПП, остается практически неизменной. Тогда температура металла этих цилиндров также меняется незначительно. Пар, поступающий в ЦВД, дросселируется на регулирующих клапанах. В регулировочном диапазоне (100 – 30%) снижение температуры свежего пара составляет ~ 70°С для турбин с начальным давлением 6,0 МПа. Поэтому частичные разгрузки следует проводить с соблюдением тех же критериев тепломеханического состояния, что и при пусках. Отметим лишь, что допустимая разность температур по ширине фланцев ЦВД при разгрузках должна приниматься меньшей, чем при нагружениях, поскольку при разгрузках на внутренних волокнах возникают напряжения растяжения. Превышение допустимых приделов здесь может привести к пропариванию фланцев соединений. Как отмечалось, повышение экономичности на частичных нагрузках при использовании дроссельного парораспределения может быть достигнуто применением скользящего давления свежего пара [12]. В турбоустановках АЭС, имеющих паро-паровой промежуточный перегрев, температура вторичного перегретого пара неизбежно снижается при уменьшении давления (и температуры насыщения) свежего пара. Снижение температуры промперегрева приводит к уменьшению изоэнтропического теплоперепада ступеней турбины, расположенных после промперегрева, и к падению КПД последних ступеней турбины, попадающих в зону повышенной влажности. Однако, как отмечалось, паровой перегрев с термодинамической точки зрения является неэффективным, поскольку идет передача теплоты от пара, обладающего более высоким энергетическим потенциалом, к пару, имеющим более низкий потенциал. Паропаровой перегрев оправдан и получил широкое распространение в турбинах АЭС лишь потому, что позволяет несколько повысить внутренний КПД и использованный теплоперепад турбины, и ограничить уровень конечной влажности, что делает возможным использование последних ступеней, обеспечивающих большую площадь единичного выхлопа. При скользящем давлении свежего пара и соответственно скользящей температуре пара после промперегрева конечная влажность и КПД ЦНД при снижении нагрузки практически не изменяются по сравнению с режимом номинальной мощности, а затраты теплоты на промперегрев и потери его в конденсаторе уменьшаются по сравнению с частичными режимами при постоянной температуре промперегрева. Для ЧВД использование скользящего давления характеризуется следующими особенностями: - повышается в зоне начальных давлений свыше 3,0 МПа начальное теплосодержание и, следовательно, изоэнторпический тепловой перепад; уменьшается влажность пара (благодаря повышению начального и конечного теплосодержаний), что обеспечивает рост КПД ЧВД; - снижаются затраты теплоты в промперегреве благодаря увеличению теплосодержания пара после ЧВД. Поэтому целесообразно, чтобы скользящее давление было в диапазоне от номинального до 3,0 МПа, т.е. до тех пор, пока снижение давления свежего пара сопровождается ростом начального теплосодержания. С учетом экономии энергии на питательном насосе, возможно, оправдано и более глубокое снижение начального давления. В упомянутом диапазоне изменение теплового состояния металла ЦВД будет таким же, как и при разгрузках при постоянном давлении свежего пара. При более глубоких разгрузках в случае постоянного начального давления диапазон изменения температуры пара перед первой ступенью ЦВД несколько меньше. На рис. 9.3 представлены кривые относительного изменения мощности и удельного расхода теплоты в зависимости от полного расхода свежего пар при номинальном и скользящем давлении, полученные на базе расчетов турбоустановки АЭС мощностью 1000 МВт с сепарацией и двухступенчатым перегревом.
Рис. 9.3 Мощность турбины и удельные расходы теплоты на выработку электроэнергии при номинальном и скользящем давлении свежего пара (по данным расчета турбоустановки мощностью 1000 МВт): , ,- относительные значения расхода пара на турбину, мощности на клеммах генератора и удельного расхода теплоты;2,2′ - удельный расход теплоты без учета мощности питательного насоса;3, 3′ - удельный расход теплоты с учетом мощности питательного насоса;I - ипри номинальном давлении свежего пара;II -ипри скользящем давлении свежего пара. В схемах с одноступенчатым перегревом эффективность применения скользящего давления будет выше, чем в схемах двухступенчатым перегревом, где расход свежего пара в 1,2 – 1 раза ниже. Применение скользящего давления для энергоблоков АЭС целесообразно и с других точек зрения: - уменьшается при начальных давлениях выше 3,0 МПа влажность пара в узлах парораспределения и паровпуска ЧВД, что способствует повышению их надежности; - снижаются напряжения в узлах парогенерирующего оборудования и паропроводов свежего пара, что повышает их долговечность и надежность; - снижается уровень температуры пара на выхлопе из турбины на режимах, близких к холостому ходу, что улучшает в этих режимах температурное состояние выхлопных патрубков; - сводится к минимуму возможность резкого снижения давления в парогенерирующем тракте при набросе нагрузки и связанного с этим бурного повышения паросодержания. Недостаток регулирования мощности энергосистем при скользящем давлении свежего пара является невозможность быстрой форсировки энергоблока в режиме подхвата при аварийном снижении частоты в энергосистеме. Этот недостаток может быть преодолен путем временного, на период форсировки реактора, отключение одного или нескольких верхних регенеративных подогревателей. Остановы турбины с полным снижением нагрузки являются, по существу, нижним пределом разгрузок. В этом случае диапазон изменения температур свежего пара резко увеличивается из-за нелинейной зависимости температуры насыщения от давления. Следует иметь в виду, что из-за уровня коэффициентов теплоотдачи во влажном паре температура металла внутренней поверхности ЦВД близка к температурам пара даже при разгрузках с высокой скоростью. Поэтому целесообразно при остановах на короткое время прекращать полностью подачу пара в турбину при максимально возможной нагрузке реактора с учетом стабильности режимов работы оборудования и возможностей паросбросных устройств. Такая технология останова позволяет получить высокий исходный уровень температур для последующего пуска, тем самым, сократив его продолжительность. Выявление закономерностей остывания после остановов различной продолжительности также важно для турбин АЭС для правильного задания начальных условий при расчете температурного состояния элементов при пусках. Если темп остывания корпусов цилиндров высокого и среднего давления может быть сравнительно просто определен экспериментальным путем, то для определения закономерностей остывания роторов непосредственными измерениями необходима постановка сложных и дорогостоящих экспериментов. Достаточно достоверные результаты при использовании математических моделей могут быть получены, только если решается совместная задача остывания наружного и внутреннего корпусов и роторов. Важные результаты по граничным условиям теплообмена, тепловому состоянию и способам повышения температурного уровня ЦВД и ЦНД в условиях естественного остывания получены для турбины К–1000–60/1500 ЗаАЭС в работе [13]. studfiles.net изготовлена турбина для второго энергоблока Нововоронежской АЭС-2Ротор низкого давления турбины К-1200 Нововоронежской АЭС-2ОАО "Силовые машины" изготовило и успешно провело испытания быстроходной паровой турбины мощностью 1200 МВт.
Это третья из серии четырех турбин, предназначенных для установки на строящихся в России атомных электростанциях. Турбина будет установлена на втором энергоблоке Нововоронежской АЭС-2.
Контракты на поставку комплектов основного оборудования машинного зала для оснащения Нововоронежской АЭС-2 и Ленинградской АЭС-2 были подписаны между "Силовыми машинами" и ОАО "Атомэнергопром" в мае 2008 года. На каждой атомной станции будет построено по два энергоблока с реакторами типа ВВЭР электрической мощностью по 1200 МВт.
По условиям договоров "Силовые машины" обеспечивают проектирование, изготовление и поставку на Нововоронежскую и Ленинградскую АЭС-2 четырех комплектов паровых турбин, конденсаторов и отдельного вспомогательного оборудования для систем турбоустановки, а также четырех комплектов турбогенераторов с оборудованием вспомогательных систем, системой возбуждения и возбудителем.
В декабре 2010 года был изготовлен и предъявлен заказчику головной образец турбины, предназначенный для первого энергоблока Нововоронежской АЭС-2, в сентябре 2011 года изготовлена турбина для первого энергоблока Ленинградской АЭС-2. В настоящее время продолжается изготовление узлов второй турбины для Ленинградской АЭС-2. Ее сборка и испытания намечены на третий квартал 2013 года.
Быстроходные турбины мощностью 1200 МВт для АЭС - новые разработки "Силовых машин", ориентированные на энергоблоки нового поколения с повышенной надежностью и безопасностью. В настоящее время турбины мощностью 1200 МВт являются самыми мощными быстроходными паровыми турбинами в мире. При их проектировании и производстве применены современные конструктивные решения и технологии с учетом опыта, полученного при изготовлении турбин для АЭС "Куданкулам" (Индия) и эксплуатации турбин на АЭС "Тяньвань" (КНР) и Калининской АЭС. Среди конструктивных решений, повышающих экономичность турбины, можно назвать применение усиленной рабочей лопатки последней ступени цилиндра низкого давления длиной 1200 мм на повышенный расход пара. В настоящее время это максимальные по длине лопатки, используемые в мире для быстроходных турбин, изготавливаемые серийно из титанового сплава. Использование цельнокованых роторов высокого и низкого давления с полумуфтами, а также реализация ряда пассивных и активных мероприятий для защиты деталей турбины против эрозии повышают надежность оборудования. Кроме того, ряд технических решений обеспечивает высокую ремонтопригодность турбины. Нововоронежская АЭС-2 — строящаяся атомная электрическая станция, расположенная рядом с г. Нововоронеж, Воронежской области, и рекой Дон, с двумя энергоблоками ВВЭР-1200/392М 1200 МВт. Планируется заместить новой АЭС постепенно закрывающиеся мощности Нововоронежской АЭС. Станция сооружается по разработанному ОАО "Атомэнергопроект" проекту "АЭС-2006". www.seogan.ru |
|
||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
|
Рис. 4.20. Схема одновальной осевой паровой турбины: ЧВД – часть турбины высокого давления; ЧСД – часть турбины среднего давления; ЧНД – часть турбины низкого давления
Рис. 4.21. Монтаж паровой турбины К-1000-60/3000 с электрогенератором ТВВ-100002Y концерна «Силовые машины» (Россия) на АЭС «Тяньвань» с реактором ВВЭР-1000/428 в Китае. Длина турбины 51 м, вес 2000 т
Рис. 4.22. Турбогенератор АЭС мощностью 1000–1300 МВт с частотой вращения ротора 1500 об/мин
Рис. 4.23. АЭС с водо-водяными реакторами под давлением 1300 МВт
Рис. 4.24. Хмельницкая АЭС с ядерными реакторами ВВЭР-1000
