Раздел 2. Гидроэнергетические ресурсы, их использование. Принципиальные схемы, параметры, режимы работы ГЭС и ГАЭС

Основний шлях отримання електроенергії на сучасних АЕС – використання електричних генераторів машинного типу з механічним приводом від парової турбіни. Теплова енергія пари при її розширенні в проточній частині турбіни перетворюється на кінетичну енергію потоку пари, яка використовується для обертання ротора турбіни електрогенератора. Параметри пари, що поступає на турбіну, знаходяться в прямій залежності від параметрів теплоносія, що охолоджує активну зону ядерного реактора. Для двоконтурної АЕС з реактором ВВЕР-1000 вибраний максимально можливий тиск теплоносія, який визначається технічними можливостями виготовлення потужних корпусів. При сучасному стані промисловості світового реакторобудівництва таким тиском є 16 МПа. Умовою однофазності теплоносія на виході з ядерного реактора є його недогрів до кипіння. Відповідно обмежується не тільки температура теплоносія на виході з реактора (325°С), але й температура на вході в реактор (на виході парогенератора), яка приймається рівною 290°С. З урахуванням необхідного перепаду температур в парогенераторі між теплоносієм ядерного реактора і пароводяною сумішшю в парогенераторі, температура паротворення складає 278°С, що відповідає тиску 6,4 МПа. Початкові параметри пари перед турбіною – тиск 6 МПа, температура 274°С. Особливості парових турбін АЕС з реакторами ВВЕР (PWR) пов'язані з їх роботою на насиченій парі з відносно малим теплоперепадом, що спричиняє до великої витрати пари, і велика частина ступенів турбіни працює на вологій парі. У процесі розширення насиченої пари в турбіні її вологість безперервно зростає й досягає значень, при яких виникає ерозійний знос проточної частини турбіни. У зв'язку з цим термодинамічний цикл для АЕС з водним теплоносієм включає проміжну сепарацію: пара, що досягла гранично допустимих значень вологості після головного циліндра турбіни, відводиться в спеціальний сепаратор й осушується в ньому при постійному тиску (температурі).

Мал. 4.20. Схема одновальної осьової парової турбіни: ЧВД – частина турбіни високого тиску; ЧСД – частина турбіни середнього тиску; ЧНД – частина турбіни низького тиску

Мал. 4.21. Монтаж парової турбіни К 1000 60/3000 з електрогенератором ТВВ 100002Y концерну «Силові машини» (Росія) на АЕС «Тяньвань» з реактором ВВЕР 1000/428 в Китаї. Довжина турбіни 51 м, вага 2000 т

З технічних та економічних причин сепаратори поєднуються з проміжними перегрівачами пари. Найбільш ефективне виведення вологи з пари через відбори турбіни, особливо якщо число відборів відповідає числу її ступенів.

Великі парові турбіни конструктивно розділяються на частини високого (ЧВТ), середнього (ЧСТ) і низького (ЧНТ) тиску, які можуть мати різне число паралельних потоків і вихлопів (мал.. 4.20, 4.21). Частина турбіни, об'єднана загальним корпусом, називається циліндром. ЧВТ і ЧСТ турбіни виконуються у вигляді одного циліндра середнього тиску (ЦСТ), а ЧНТ турбіни зазвичай складається з декількох циліндрів низького тиску (ЦНТ), і кожний з них виконаний двохпотоковим. Після ЦСТ й сепаратора-перегрівача пара надходить паралельно на всі ЦНТ.

Мал. 4.22. Турбогенератор АЕС потужністю 1000–1300 МВт з частотою обертання ротора 1500 об/хв

Мал. 4.23. АЕС с водо водяними реакторами під тиском 1300 МВт

Для забезпечення необхідної витрати пари в турбінах АЕС, що працюють з насиченою парою, необхідне велике число вихлопів, що призводить до збільшення загальної довжини турбіни. Зменшенням частоти обертання ротора турбіни (наприклад до 1500 об/хв) можна скоротити кількість ЦНТ. При цьому збільшується довжина лопаток останніх ступенів турбіни і середній діаметр, збільшується площа вихлопу, отже, зменшується число циліндрів.

За сучасними концепціями число роторів валоприводів не повинно перевищувати п'яти, а гранична довжина турбіни 55–65 м.

Максимальна потужність турбіни на насиченій парі при частоті обертання ротора 3000 об/хв складає 1000–1200 МВт, а для тихохідних вона зростає приблизно в 4 рази. Маса тихохідних турбін потужністю до 1000 МВт перевершує масу турбін з частотою обертання ротора в 3000 об/хв і лише при потужності більше 1000 МВт їх маси стають майже однаковими. Так, питома маса турбіни К-1000-60/3000, встановленої на Рівненській АЕС, в ~1,3 рази менша, ніж у турбін К-100060/1500, встановлених на Запорізькій АЕС.

Парова турбіна К-1000-60/1500, що має загальну довжину 57,8 м й вагу ~3000 т, є багатоступінчатою турбіною, що складається з одного двохпотокового циліндра високого тиску (ЦВД) і трьох двохпотокових циліндрів низького тиску (ЦНТ). Швидкість обертання ротора турбіни 1500 об/хв.

Після скидання тиску в ЦВД пара поступає в сепаратори-перегрівачі, де вона втрачає частину вологи, після чого пара перегрівається й надходить в ЦВД. У процесі скидання тиску частина пари відбирається для підігріву живильної води. Ротори турбіни зібрані з кованих елементів, зварених по периферії. Лопатки турбіни закріплюються в пазах.Мал. 4.24. Загальний вигляд Хмельницької АЕС з ядерними реакторами ВВЕР 1000

На мал. 4.22 наведений загальний вигляд турбогенератора потужністю 1000–1300 МВт з частотою обертання ротора 1500 об/хв, на малюнку 4.23 – загальний вигляд модуля АЕС з реактором PWR-1300 МВт (EDF, Франція), а на мал. 4.24 – Хмельницька АЕС з реакторами ВВЕР-1000.

Враховуючи надзвичайно високу відповідальність питань безпеки і зважаючи на досвід експлуатації та результати досліджень, що постійно проводяться, АЕС, які діють, постійно удосконалюються. В Україні ця діяльність розглядається як пріоритетна, реалізується експлуатуючою організацією і контролюється регулюючим органом.

Рівненська АЕС