4.5. Паровая турбина

Основной 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).

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

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.

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

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.

Рис. 4.24. Хмельницкая АЭС с ядерными реакторами ВВЭР-1000

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.

Ровенская АЭС