Турбинных трубопроводов

щего в отбор при применении промежуточного перегрева, возрастает. Последнее приводит к уменьшению расхода пара н отборе Z>n и, следовательно, к увеличению потерь теплоты в конденсаторе. Кроме того, эффект от уменьшения влажности в части низке го давления (ЧНД) турбины в циклах с промежуточным перегревом при этом также ниже, так как: расход пара по конденсационному потоку DK резко понижается, а пар потока, направляемого тепловому потребителю, в промышленных отборах является перегретым, в тешюфи<ационных отборах влажность всегда заметно ниже, чем в ЧНД установок конденсационного типа. По этим причинам промежуточный перегре в на отечественных ТЭЦ применяется только на установках, работающих при закритиче-ских начальных параметрах и на одном типе установок при ро' = = 12,7 МПа (с теплофикационными турбинами мощностью 180 МВт). Закритические начальные параметры паротурбинн лх установок ТЭЦ принимаются такими же, как на конденсационных электростанциях. Проектная мощность теплофикационных блоков составляет 250 МВт. Для того чтобы определить целесообразность применения промежуточного перегрева на вновь проектируемых установках с турбинами с противодавлением или регулируемыми отборами, необходимо (после того как рп п опт выбрано) установить, насколько возрастает электрическая мощность агрегата при одних и тех же исходных данных (одинаковых давлениях пара на входе в турбину, выходе и:> нее, одних и тех же расходах теплоты бт п и пр.). По этому значению ,\N3 п п необходимо

На отечественных ТЭС мощность паротурбинных установок, работающих при начальном давлении р„ до 12,7 МПа, составляет 200-215 МВт, а расход энергии на привод - 2% энергии, вырабатываемой при номинальной мощности блока. Поэтому здесь применяются питательные установки с электроприводом. На конденсационных блоках 300, 500, 800 и 1200 МВт, так же как на теплофикационном блоке мощностью 250 МВт (работающем при р0 =23,5 МПа), используется турбопривод. Мощность турбогенераторов пвухконтурных АЭС с турбинами насыщенного пара доходит до 500 МВт, но давление пара перед турбиной не превышает 7 МПа, поэтому здесь в основном применяется электропривод. Однако в этих условиям находит также применение турбопривод. Так, на отечественных дву сконтурных станциях с реактором мощностью 1000 МВт и двумя турбинами мощностью 500 МВт устанавливаются два питательных насоса с турбоприводами. Турбопривод может найти применение на одноконтурных атомных

Сепараторы с пароперегревателями (СПП) для АЭС с ВВЭР-440 и турбинами мощностью 220 МВт (К-220-44) и Ас С с РБМК-1000 и турбинами мощностью 500 МВт (К-500-65) приведены на 6.27. В обеих конструкциях сепаратор располагается в верхней части аппарата, а обе ступени перегрева — в нижней части.

В нашей стране сооружены также двухконтурные АЭС с турбинами мощностью 500 МВт и реакторами электрической мощностью 1000 МВт. Блок такой станции состоит из одного реактора ВВ ЭР-1000 тепловой мощностью 3000 МВт, четырех петель с ПГ и двух турбин К-500-60.

В настоящее время в Литве работают также блоки с реакторами РБМК-1500 и турбинами мощностью 750 МВт (на каждом блоке две турбины типа К-750-65).

Самыми крупными агрегатами, находящимися в эксплуатации, являются агрегаты мощностью 175 МВт с поворотнолопастными турбинами и агрегаты мощностью 500 МВт с радиально-осевыми турбинами. Для проектируемых сибирских ГЭС разрабатываются агрегаты с поворотнолопастными турбинами мощностью от 300 до 600 МВт и агрегаты с радиалыю-осевыми турбинами мощностью 750 и 1000 МВт.

Наиболее крупными агрегатами, находящимися в эксплуатации, являются агрегаты мощностью 175 МВт с поворотно-лопастными турбинами и агрегаты мощностью 640 МВт с радиально-осевыми турбинами. Для проектируемых сибирских ГЭС разрабатываются агрегаты с поворотно-лопастными турбинами мощностью 300 — 600 МВт и агрегаты с радиально-осевыми турбинами мощностью 750 — 1000 МВт. :

Первоочередной задачей является освоение головного энергоблока мощностью 1000 МВт с реактором ВВЭР-1000 с двумя турбинами мощностью по 500 МВт на 1500 об/мин. На основе опыта эксплуатации блока № 5 Нововоронежской АЭС должно быть организовано серийное производство подобных блоков улучшенного типа. В частности, предстоит освоить производство турбин мощностью 1000 МВт на 1500 об/мин для реакторов ВВЭР-1000.

Первоочередной задачей является освоение головного энергоблока мощностью 1000 МВт с водо-водяным реактором ВВЭР-1000 с двумя турбинами мощностью по 500 МВт на 1500 об/мин. На основе эксплуатации этого энергоблока, устанавливаемого на Нововоронежской АЭС, должно быть организовано серийное производство подобных энергоблоков. Предстоит освоение производства турбин мощностью 1000 МВт на 1500 об/мин для спаривания с реактором ВВЭР-1000. Серийный блок с реактором ВВЭР-1000 намечено также установить на Южно-Украинской АЭС.

Вместо щеток, которые ограничивали скорость вращения и диаметр дисков, сейчас применяют ртуть или жидкие металлы на основе Na К. Так как в статоре создается мощное магнитное поле, обмотки возбуждения выполняются с использованием явления сверхпроводимости (обмотки охлаждаются жидким азотом). Подсчеты показали, что применение униполярных генераторов с криогенной системой сверхпроводящих обмоток возбуждения на напряжении 850 В при токе 165 кА и КПД 99%, вращаемых паровыми конденсационными турбинами мощностью 300 МВт (по 2 генератора на турбину), для питания установок по электролизу алюминия более эффективно, чем применение существующих выпрямительных агрегатов на полупроводниках, получающих питание от электрических сетей энергосистемы.

Наиболее крупными агрегатами, находящимися в эксплуатации, являются агрегаты мощностью 175 МВт с поворотно-лопастными турбинами и агрегаты мощностью 640 МВт с радиально-осевыми турбинами. Для проектируемых сибирских ГЭС разрабатываются агрегаты с поворотно-лопастными турбинами мощностью 300—600 МВт и агрегаты с радиально-осевыми турбинами мощностью 750— 1000 МВт.

Напорный бассейн выполняется в виде аванкамеры, которая представляет собой расширяющуюся часть канала, перекрытую стенкой, в которой закреплены оголовки турбинных трубопроводов. Вода по трубопроводам поступает к турбинам в здание ГЭС и оттуда в нижний бьеф отводящего канала или реки.

Сооружения деривационных ГЭС с напорной деривацией также располагаются раздельно в головном и станционном узлах, которые связаны между собой водо-прО'ВОдящими напорными туннелями или трубопроводами. Станционный узел этого типа ГЭС помимо здания станции и турбинных трубопроводов содержит вместо напорного бассейна уравнительный резервуар. Это сооружение сопрягает напорную деривацию

так как вектор средней скорости воды в канале и аванкамере имеет одно и то же направление. Потери напора получаются минимальными. Боковой подвод воды к водоприемным камерам. Ось деривации перпендикулярна оси турбинных трубопроводов ( 15-1,6). Поток воды резко поворачивается. Здесь образуются заметные вторичные течения и поперечный уклон свободной поверхности воды. В от-

17-1. ТИПЫ ТУРБИННЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Другой конструктивной схемой турбинных трубопроводов приплотинных ГЭС являются выносные стальные или сталежелезобетон-ные трубопроводы, которые укладываются на низовой грани плотины ( 17-2). Выносные трубопроводы устроены на Красноярской, Зейской, Саяно-Шушенской ГЭС. При встроенных трубопроводах бетонирование плотины и монтаж трубопровода необходимо производить одновременно. Выносные трубопроводы более целесообразны по условиям возведения станционной части плотины. Их монтаж можно производить на забетонированной части плотины, что значительно упрощает условия производства работ. Кроме того, выносные трубопроводы не ослабляют сечение станционной части плотины, что имеет особое значение при больших диаметрах трубы.

Для принятой толщины оболочки трубопровода производится расчет ее прочности с учетом сложнонапряженного состояния. При этом учитываются все силы и изгибающие моменты для двух сечений трубы — по середине пролета между промежуточными опорами и у опорных колец. Для стальных турбинных трубопроводов характерно двухосное напряженное состояние. Определяющими несущую способность являются нормальные напряжения. При симметричной загрузке трубопровода касательные напряжения, как правило, не учитываются. Несущая способность оболочки характеризуется приведенным напряжением, определяемым по энергетической теории прочности. Условие прочности определяется по формуле

Здания деривационного типа строятся в очень широком диапазоне напоров от нескольких десятков до 1800 м. При небольших напорах здания ГЭС этого типа могут размещаться непосредственно в деривационном канале и подобно русловому типу воспринимают напор. В остальных случаях напор воспринимается зданием лишь по сечению турбинных трубопроводов. Отличительной особенностью дери-

При низком водозаборе достигается уменьшение длины турбинных трубопроводов довольно часто с одновременным обеспечением прямолинейной или почти прямолинейной оси, т. е. без крутых поворотов (см. 21-10). Это значительно уменьшает потери энергии. Однако существенным затруднением является устройство плоских турбинных затворов при большом напоре. Поэтому вместо плоских иногда устанавливают дисковые или шаровые затворы, если диаметр трубопроводов не превышает 4,0—5,0 м.

Типичной для Ангарского каскада является Усть-Илимская ГЭС с высокорасположенными водозаборными отверстиями турбинных трубопроводов, проложенных в теле станционной части плотины. Число водозаборных отверстий, как и на ряде других установок, соответствует числу агрегатов; перед входом отверстия защищены снаружи установленной очищаемой решеткой (см. § 21-2).

Эксплуатация турбинных трубопроводов предусматривает осмотр и ремонт их при отключенной и обесточенной автоматической защите от разрыва трубопроводов. На весь период ремонта трубопроводов дисковые и шаровые затворы у напорного бассейна или уравнительных резервуаров должны быть закрыты, а затворы у турбин — открыты.

17-1. Васильев Ю. С., Соколов Б. А., Кубышкин Л. И., Александров М. Г. Методика технико-экономических расчетов турбинных трубопроводов пришютинных ГЭС. — Энергетика, 1968, № 1, с. 91—98.