Article

8.2. Развитие турбины насыщенного пара

В гл. 3 указывалась эффективность повышения давления перед турбиной, а в гл. 2 — увеличения ее единичной мощности.

Этот процесс наглядно виден из табл. 8.1. Основные характеристики турбин насыщенного пара приведены в табл. 8.2 и 8.3. Процессы в h,s — диаграммах для всех турбин, упомянутых в этих таблицах, приведены на рис. 8.1 и 8.2. Из табл. 8.2 и 8.3 видно, что для турбинных установок, так же как и для паро-генераторных и реакторных, характерно последовательное увеличение единичной мощности и повышение начального давления.

Таблица 8.1. Развитие турбины насыщенного пара для АЭС с ВВЭР

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. Более подробное сопоставление характеристик последней ступени этих машин приведено в табл. 8.4.

Считается, что мощность 1000 МВт является предельной для быстроходных машин. Дальнейшее увеличение мощности

Рис. 8.1. <em>h,s</em> — диаграмма для турбины насыщенного пара АЭС с ВВЭР; <em>а</em> — К-220-44; <em>б</em> — К-1000-60/1500-2; <em>в</em> — К-1000-60/3000
Рис. 8.1. h,s — диаграмма для турбины насыщенного пара АЭС с ВВЭР; а — К-220-44; б — К-1000-60/1500-2; в — К-1000-60/3000

Рис. 8.2. <em>h,s</em> — диаграмма для турбины насыщенного пара АЭС с РБМК-1000 <em>a</em> — К-500-65/3000; <em>б</em> — К-750-65/3000
Рис. 8.2. h,s — диаграмма для турбины насыщенного пара АЭС с РБМК-1000 a — К-500-65/3000; б — К-750-65/3000

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.

Из табл. 8.2 и 8.3 и из рис. 8.1 и 8.2 видно, что наименьшее давление за турбиной составляет 0,004 МПа, что обосновано в гл. 3. Из табл. 8.2 видно также углубление вакуума при переходе от турбины 220 МВт к турбинам 1000 МВт, что способствует повышению тепловой экономичности (снижению удельного расхода теплоты), хотя для турбины большой мощности осуществить более глубокое расширение пара сложнее.

Таблица 8.2. Основные характеристики турбины насыщенного пара для АЭС
с ВВЭР

Таблица 8.3. Основные характеристики турбины насыщенного пара для АЭС
с РБМК-1000

Продолжение табл. 8.3.

Таблица 8.4. Сопоставление последней ступени быстроходной н тихоходной
турбин мощностью 1000 МВт

Преимущества тихоходной турбины заключаются в возможности значительного увеличения торцовой площади единичного выхлопа, что позволяет уменьшить число ЦНД (см. табл. 8.2) 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.

Один из показателей развития блоков АЭС — рост давления пара перед турбиной, что видно из табл. 8.2 и 8.3. Однако при этом ухудшаются условия работы регулирующих органов турбины. Парогенератор (см. гл. 6) или реактор (см. гл. 7), строго говоря, выдают не сухой насыщенный пар, а пар с влажностью 0,2% и даже 0,5%. Наибольшее значение энтальпии насыщенного пара имеет место в области давления от 2,9 до 3,1 МПа. Для давления выше 3,1 МПа энтальпия насыщенного пара уменьшается. 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. 8.5, причем для сравнения приведены расчеты и для первых турбин насыщенного пара с начальным давлением 2,9 МПа перед турбиной, отвечающим максимальному значению энтальпии пара.

Таблица 8.5. Изменение влажности пара на пути от парогенератора до турбины
для блоков ВВЭР

Из табл. 8.5 следует, что с ростом мощности турбины 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 в ЦВД. Перегрев пара относительно легко может быть осуществлен в парогенераторе при вертикальной конструкции (см. гл. 6) и сложно выполнить в парогенераторе ВВЭР.