Машзал проекта АЭС ВВЭР-ТОИ
Дата: 25/03/2013
Тема: Атомная энергетика


Алексей БЛЯШКО, начальник отдела машзалов ВВЭР-ТОИ ОАО «НИАЭП»

Начиная с мая 2011 года ОАО «НИАЭП», Alstom Power Systems и ООО «АЛЬСТОМ Атомэнергомаш» (ААЭМ) совместно выполняли проектирование машинного зала (здания турбины) для нового проекта АЭС с реактором ВВЭР (Проект «ВВЭР-ТОИ»). Проект машзала ВВЭР-ТОИ выполнен с применением тихоходной турбоустановки мощностью 1255 МВт. Данная установка обеспечивает отборным паром ТФУ, мощностью до 300 МВт и собственные нужды блока до 45 т/ч. Турбоустановка имеет КПД не менее 37,5 %.


Высокие показатели турбоустановки обеспечиваются за счет применения рабочей лопатки последней ступени высотой 1739 мм, аналогов которой в России и СНГ на сегодня нет.

Срок службы турбоустановки – 60 лет.

В конструкции турбины наиболее эффективным образом реализовано однопоточное расширение пара. Однопоточная схема расширения пара обеспечивает больший КПД за счет сокращения вторичных потерь, возникающих в корневой и периферийной зонах проточной части. В такой однопоточной турбине расширение пара реализовано с начального давления 6,8 МПа до конечного около 0,3 МПа. Таким образом, более 60 % расширения происходит с наивысшим КПД.


В турбине реализован ряд конструктивных особенностей, являющихся основой концепции компании Alstom, а именно:

• тихоходная активного типа трехцилиндровая паровая турбина, состоящая из комбинированного ЦВСД и двухпоточного ЦНД;

• однопоточное расширение пара в частях ВД и СД в одном цилиндре обеспечивает оптимальные показатели и компактную конфигурацию;

• применение вала ротора ЦВСД из сварных элементов, состоящего из двух основных частей:

– первая часть – моноблочный вал, выкованный из цельной поковки, на который крепятся рабочие лопатки ВД. Диски, к которым крепятся лопатки, получены путем фрезеровки;

– вторая часть, к которой крепятся рабочие лопатки СД, составлена из трех поковок, сваренных вместе. Данный сборный элемент затем приваривается к цельнокованой части вала ВД, образуя тем самым вал ротора ЦВСД;

• применение сварных роторов для ЦНД, изготавливаемых из небольших отдельных поковок;

• демпфирование рабочих лопаток за счет организации трения в бандажах, позволяющее исключить необходимость установки демпферной проволоки в проточной части. Такая конструкция рабочих лопаток обеспечивает высокую вибрационную надежность роторов и в то же время экономичность лопаточного аппарата;

• использование лопаток последней ступени ЦНД максимальной длины, снабженных демпфирующими устройствами, общий контакт которых усиливается при вращении под действием сил, возникающих при центробежном раскручивании рабочих частей лопаток;

• использование лопаток предпоследней ступени ЦНД, имеющих прямые хвостовики елочного типа и концевой бандаж шевронной формы;

• использование кольцевого паровпуска в часть ВД;

• исключение вибрации в потоке плотной двухфазной жидкости во всем диапазоне открытия клапана за счет отработанных и опробованных профилей чашек клапанов, используемых для регулирования на трубопроводах свежего пара и греющего пара СПП;

• выполнение электрической части системы регулирования на микропроцессорной технике.

В конструкции турбины реализован (помимо промежуточной сепарации и перегрева пара) ряд пассивных и активных мероприятий для защиты деталей турбины от эрозии:

• для ЦВСД, обойм и диафрагм применена нержавеющая сталь, что позволяет полностью решить проблему щелевой эрозии, исключить значительные затраты на ремонтные работы во время эксплуатации;

• использование рабочих лопаток ступеней и направляющих лопаток диафрагм ЦВСД и ЦНД, изготовленных из 13% хромистой стали;

• использование лопаток последней ступени ЦНД, также имеющих защиту от эрозии: верхняя часть их передник кромок подвергается механическому упрочнению.




Тепловая схема

Свежий пар поступает в здание турбины по четырем ниткам паропроводов Ду700. В здании турбины трубопроводы свежего пара направляются к стопорно-регулирующим клапанам турбины, а также объединяются в общий коллектор, на котором установлены редуцирующие установки различного назначения: БРУ-К (в конденсатор), БРУ-СН (в коллектор собственных нужд), БРУ-Д (в деаэратор), БРУ-У (на уплотнения и вакуумирование). Свежий пар через четыре блока стопорных и регулирующих клапанов поступает в ЦВCД турбины. После расширения на лопатках части высокого давления пар поступает в два сепаратора-пароперегревателя (СПП).

Система СПП расположена на выхлопе части ВД корпуса ЦВСД турбины для удаления влаги из пара и перегрева его перед подводом к ЦСД турбины. Каждый СПП состоит из сепаратора и двух ступеней перегрева.

Перегретый пар на первую ступень СПП поступает из отбора «А» части ВД корпуса ЦВСД турбины. Перегретый пар на вторую ступень поступает из главного парового коллектора системы трубопроводов «свежего» пара в границах здания турбины. Сконденсированный пар во II ступени подогревателя СПП сливается в конденсатный бак II ступени и затем поступает в межтрубную зону подогревателя питательной воды № 7 (ПВД-7). Сконденсированный пар с первой ступени подогревателя СПП сливается в конденсатный бак I ступени и затем поступает в межтрубную зону подогревателей питательной воды № 6 (ПВД-6). Влага, удаляемая из сепараторов, сливается в бак сбора сепарата СПП, а затем насосом перекачивается в бак запаса питательной воды (при работе в нормальном режиме) или в конденсатор (при работе в аварийном режиме).

После промперегрева поток пара, пройдя по четырем трубопроводам, в каждом из которых последовательно установлены по одному стопорному и дроссельному клапану промперегрева, входит в часть СД корпуса ЦВСД, где продолжает расширяться.

Два трубопровода с поперечными связями, оборудованные температурными компенсаторами, направляют пар из выхлопа СД к паровпуску НД. На входе в каждый корпус ЦНД поток пара разделяется на два равных потока и расширяется в конденсатор.

На выхлопе каждого из двух ЦНД установлены два конденсатора для конденсации отработавшего в турбине пара.

Конденсаторы соединены последовательно по охлаждающей воде. Каждый конденсатор состоит из двух половинок.

Из конденсатосборников конденсаторов конденсат отводится и перекачивается конденсатными насосами в бак хранения и деаэрации питательной воды через систему подогревателей низкого давления.

Для подачи конденсата установлены три конденсатных насоса по 50% производительности (два рабочих, один резервный). На напоре конденсатных насосов устанавливается узел регулирования уровня в деаэраторе турбины, состоящий из двух основных регулирующих клапанов 50% пропускной способности и одного пускового 10% пропускной способности.

Установка подогревателей низкого давления (ПНД) включает в себя четыре ступени подогревателей, предназначенных обеспечивать постепенный нагрев конденсата в любых рабочих режимах блока. Все теплообменники ПНД горизонтальные поверхностного типа.

Система регенерации низкого давления включает в себя группу из двух дуплексных подогревателей по 50% производительности ПНД-1/ПНД-2, установленных в конденсаторах, и группу подогревателей ПНД-3 и ПНД-4 100% производительности.

Конденсат греющего пара ПНД-1 сливается в конденсатор турбины через гидрозатвор.

Конденсат греющего пара ПНД-2, 3 и 4 сливается в баки сбора дренажей соответствующего ПНД, а затем дренажными насосами возвращается в тракт основного конденсата за свой ПНД. Баки сбора дренажей ПНД-2, 3 и 4 оснащены линиями аварийного слива дренажа в конденсатор турбины.

После регенерационного подогрева в ПНД основной конденсат подается в деаэратор турбины. Деаэратор турбины в режимах нагрузки турбины от 26 % до 100 % питается паром от отбора турбины. В режимах сниженной нагрузки (менее 26 % от номинальной) деаэратор питается паром через два БРУ-Д от главного парового коллектора системы трубопроводов свежего пара.

После деаэрации из бака запаса деаэратора питательная вода питательными насосами подается через систему регенерации высокого давления в парогенераторы.

Для подачи питательной воды установлены четыре электронасоса по 33 %, три из которых рабочие, один резервный.

Каждый питательный насосный агрегат состоит из бустерного и питательного насосов. Для регулирования частоты вращения питательного насоса и соответственно расхода питательной воды используется гидромуфта. Также в системе установлен вспомогательный питательный насос.

Установка ПВД состоит из двух ступеней подогревателей, предназначенных обеспечивать при любых рабочих режимах блока последовательный подогрев питательной воды перед ее подачей к парогенераторам.

ПВД расположены в двух группах 50% производительности. Схема позволяет полностью отсекать одну группу ПВД-6/ПВД-7. Когда одна из групп ПВД изолирована, при полной

нагрузке турбины, оставшаяся в работе группа ПВД рассчитана на работу с перегрузкой для подогрева всех 100 % расхода питательной воды.

Конденсат греющего пара из ПВД-7 каскадом отводится в ПВД-6 и затем в бак запаса питательной воды.

После подогрева в ПВД питательная вода через узел регулирования уровня ПГ подается собственно в парогенераторы.

Узел регулирования уровня ПГ оснащен одним основным и пусковым регулирующими клапанами.

Структура системы регенерации представляет собой: 2 хПНД-1+2 хПНД-2+ ПНД-3+ПНД-4+Д+2 хПВД-6+2 хПВД-7.



Турбина имеет отборы от ЦВСД на деаэратор, на пиковые подогреватели сетевой воды и на коллектор собственных нужд блока. От коллекторов между ЦСД и ЦНД предусмотрен отбор пара на основные подогреватели сетевой воды.

Корпуса цилиндров турбины, стопорно-регулирующие клапаны (СРК) и трубопроводы турбины оснащены дренажными клапанами или конденсационными баками для удаления конденсата в процессе пуска и в ходе работы на неустановившихся режимах. Уплотнение вала турбин, а также уплотнения СРК оснащены соединениями с системой пара уплотнений.

Вакуум в конденсаторах НД и ВД турбины набирается и поддерживается за счет системы вакуумирования конденсаторов, состоящей из четырех водокольцевых насосов и двух эжекторов.

Для каждого конденсатора предусмотрены два водокольцевых насоса и один эжектор. Пар на эжекторы подается от коллектора собственных нужд блока или от главного парового коллектора в режиме снижения нагрузки турбины через соответствующее БРУ.

Подача пара на уплотнения турбины для запирания вакуумных камер роторов (в ЦНД) и для предотвращения присосов воздуха при пуске (в ЦВСД, а также по штокам СРК турбины) производится от коллектора собственных нужд блока или главного парового коллектора в режиме снижения мощности турбины от соответствующего БРУ. Паровоздушная смесь из последних камер концевых уплотнений турбины и уплотнений штоков клапанов парораспределения турбины отводится в конденсатор пара уплотнений (КПУ), конденсируется и возвращается в конденсатор турбины. Несконденсированные газы отводятся вентиляторами в атмосферу.

Для режима пуска и останова блока, а также для режима байпаса турбины при резком сбросе электрической нагрузки используются БРУ-К. Общая производительность БРУ-К составляет 60% номинальной производительности парогенераторов. Сброс пара по байпасу турбины производится в каждый из двух конденсаторов ВД и НД. В пароприемном устройстве предусмотрен впрыск основного конденсата для охлаждения сбрасываемого пара.

Для очистки турбинного конденсата перед пуском блока после ремонта и/или поддержания качества конденсата в процессе эксплуатации предусмотрена блочная обессоливающая установка (БОУ), рассчитанная на 30 % производительности основного конденсата в контуре. Для подачи конденсата на БОУ установлены два отдельных конденсатных насоса по 50 % производительности каждый. После БОУ конденсат возвращается обратно в конденсатор турбины.

Система подогрева сетевой воды (установлена в отдельном, пристроенном к машзалу здании) включает в себя двухступенчатый подогрев сетевой воды по двум ниткам подогревателей сетевой воды (ПСВ). Общая мощность теплофикационной установки 300 МВт. Расчетный температурный график сетевой воды 150/70 °C. Каждая нитка оснащена одним основным ПСВ и одним пиковым ПСВ. Конденсат греющего пара ПСВ отводится конденсатными насосами в тракт основного конденсата турбоустановки, в рассечку между ПНД-3 и ПНД-4. В режимах пониженной мощности ТФУ конденсат ПСВ отводится в конденсатор турбины. Паровоздушная смесь из ПСВ также отводится в конденсатор турбины.

Компоновочные решения

Паровая турбина и оборудование машзала размещены в здании турбины с габаритами 92 х57,2 м. Здание выполнено однопролетным, с оперативной отметкой обслуживания турбоустановки +18.2 м и отметкой пола подвала – 6,2 м, шаг колонн каркаса здания (макс.) 12,57 м.



3D-модель здания турбины

На оперативной отметке +18,2 м расположена собственно турбоустановка и деаэратор с баком запаса питательной воды. Расположение на оперативной отметке перед турбиной деаэратора и бака запаса питательной воды позволило отказаться от дополнительного пролета, в котором традиционно располагалось деаэраторное отделение. Это позволило значительно уменьшить габариты здания турбины, сократить протяженность ряда основных трубопроводов, улучшить гидравлику данных трубопроводов, снизить потери, улучшить геометрию в части симметричности трубопроводов, что также позволило более равномерно распределить потоки сред.

Также на отм. +18,2 м вдоль оси турбины с каждой стороны ЦВСД расположены два СПП горизонтального типа. Дренажные баки СПП расположены на отм. 0,0 м.

Маслобаки и насосное оборудование систем маслоснабжения и регулирования расположены в изолированных противопожарных помещениях на отм. +13,29 м и +13,64 м. Маслосистемы турбины и генератора находятся в своих собственных изолированных противопожарных помещениях. Трубопроводы маслосистемы прокладываются в защитных коробах «труба в трубе».

Кожуха, закрывающие фланцевые соединения маслопроводов, собирают возможные протечки масла, которые потом отводятся в бак грязного масла.

Ниже на отм. +8,5 м расположены ПНД 3,4-го горизонтального типа.

На отметке 0,0 м установлены ПВД 6,7-го горизонтального типа.

В подвальном помещении на отм. –6,2 м расположены:

• четыре основных и один вспомогательный питательных электроприводных насоса. Фундаменты питательных насосов изолированы один от другого, чтобы вибрация от работающего насоса не вызвала повреждения соседнего агрегата;

• три конденсатных насоса в приямках. Отметка установки конденсатных насосов выбрана из условия обеспечения необходимого подпора на всасе насосов. Вся арматура обвязки насосов сгруппирована в единой зоне и обслуживается с площадки, что удобно для эксплуатации и ремонта. Отметка подвала –6,2 м определена в соответствии с размерами конденсаторов турбины.

Главный конденсатор представляет собой конденсаторную группу, состоящую из двух двухходовых по охлаждающей воде конденсаторов, расположенных под каждым ЦНД турбины. Каждый конденсатор поверхностного типа, допускающий возможность отключения одной половины для обслуживания при работе турбины.

Компоновка конденсаторов выполнена подвальной с поперечным расположением относительно оси турбины. Каждый корпус конденсатора устанавливается на своих пружинных опорах.

Напорные и сливные трубопроводы циркуляционной воды условным диаметром 3100 мм входят в турбинное отделение на отметке –10,0 м и выходят четырьмя нитками (две – подающие, две – сливные). Конденсаторы снабжены системой непрерывной очистки трубок конденсаторов резиновыми шариками и фильтрами предварительной очистки, установленными также на отметке –6,2 м.

Отсос воздуха из цирксистемы производится из верхних точек напорных водяных камер водокольцевыми насосами, которые в количестве четырех штук установлены на отметке 0,0 м.

Для охлаждения потребителей здания турбины в здание подается охлаждающая вода неответственных потребителей по трубопроводу Ду900 на отметке –3,6 м.

Там же проложен и сливной трубопровод Ду900. Два теплообменника замкнутого контура охлаждения установлены на этой же отметке.

На отметках –6,2 м и 0,0 м предусмотрены специальные зоны для передвижения транспортных средств к монтажному проему (электрокары г/п 2 т).

В здании предусмотрены лестницы для передвижения по всем отметкам, включая подвал, а также местные площадки для обслуживания оборудования и арматуры.

Впервые в проекте российской АЭС предложено использовать бескрановый метод монтажа статора генератора массой 400 т. Данное решение позволяет уменьшить стоимость объекта за счет снижения металлоемкости каркаса здания турбины и отказа от второго крана большой грузоподъемности.

Монтаж статора генератора предусмотрен бескрановым методом с использованием гидравлической такелажной системы.

При работе над проектом также была проделана большая работа по снижению пожарной нагрузки. Кроме стандартных мер по пожаробезопасности, требуемых нормами и правилами, в проекте предусмотрены следующие решения:

– масляные баки, насосы, маслоохладители, арматура компактно расположены в пожарозащищенных зонах (изолированных помещениях);

– маслопроводы выполнены в защитных кожухах (труба в трубе), исключающих протечки и розлив масла по площади помещений при разгерметизации трубопроводов;

– основные кабельные потоки на отм. –6.2 м и 0,0 м заключены в кабельные тоннели.



Расположение кабельных тоннелей на отм. –6,2 м

Данные решения позволили классифицировать здание турбины по взрывопожарной и пожарной опасности по категории «Г».

В результате сотрудничества НИАЭП/Альстом/ААЭМ были получены успешные проектные решения по машинному залу с турбиной ARABELLE™, которая обладает конкурентоспособностью для внутреннего и перспективных для РФ внешних рынков атомной энергетики.


Журнал РОСЭНЕРГОАТОМ №12-2012
www.rosenergoatom.info






Это статья PRoAtom
http://www.proatom.ru

URL этой статьи:
http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=4406