Турбинного оборудования

Правильный выбор производительности систем очистки реакторной воды и турбинного конденсата, оптимальность технологиче-

ВВЭР их второй контур отождествляли с паротурбинным контуром ТЭС среднего давления, поэтому требования к качеству питательной воды были невысокими и не предусматривалась очистка турбинного конденсата-для ликвидации загрязнений за счет присо-сов охлаждающей воды. Такой подход был ошибочным, так как парогенераторы двуконтурных АЭС относятся в равной мере как к первому (радиоактивному), так и ко второму (условно нерадиоактивному) контурам. Теплоноситель во второй контур, как правило перетекает через неплотности и трещины в трубках парогенераторов Отложения на трубках, содержащие продукты коррозии и естественные примеси охлаждающей воды, приводят к увеличению скорости коррозии и снижению коэффициента теплопередачи ( 59) что требует увеличения парогенерирующей поверхности теплообмена Это, в свою очередь, привело к усложнению его конструкции и снижению экономичности энергоблока из-за необходимости остановов для химической очистки поверхностей.

Парогенераторы в третьем контуре АЭС с реакторами БН эксплуатируют при гидразинно-аммиачном водно-химическом режиме с обязательной очисткой всего потока турбинного конденсата.

§ 56. Очистка турбинного конденсата лри эксплуатации АЭС

Воды парогенератора и питательная, используемые во втором контуре АЭС с реактором ВВЭР, относятся к малосолевым с нормируемой концентрацией продуктов коррозии и требуют их глубокой очистки от ионизированных и взвешенных примесей (см. табл. 5). Для поддержания требуемого качества воды парогенератора необходима очистка части ее, называемая продувкой (30— 60 м3/ч), а для поддержания качества турбинного конденсата энергоблока — всего его количества с целью устранения влияния присосов. Поэтому производительность конденсатоочистки достигает нескольких тысяч кубических метров конденсата в 1 ч.

Скорость фильтрования влияет на время контакта раствора с ионитом, с увеличением которой снижаются продолжительность контакта и обменная емкость. Для обеспечения высокой эффективности ионного обмена высоту слоя ионита в фильтре выбирают в зависимости от скорости фильтрования и исходного соле-содержания обрабатываемой воды. Так, для очистки вод с солесо-держанием до 1 г/кг скорость фильтрования составляет 0,55— 0,8 м/с (20—30 м/ч), высота фильтрующего слоя ионитов — 2м; для турбинного конденсата — скорость фильтрования 2,8 м/с (100 м/ч), высота фильтрующего слоя — 1 м; для вод реакторных контуров скорость фильтрования — 0,8—1,4 м/с (30—50 м/ч), высота фильтрующего слоя — 1 м.

Блочная конденсатоочистка предназначена для удаления из турбинного конденсата продуктов коррозии и естественных примесей, поступающих с присосом охлаждающей воды.

При выборе оборудования и схем очистки турбинного конденсата на АЭС учитывают его общее солесодержание 0,2— 1,0 мг/кг, кремнесодержание — 0,03 — 0,1 мг/кг и активность, конденсата (на АЭС с реактором РБМК) —3,7-102—3,7-103 Бк/кг, а также концентрацию продуктов коррозии (в виде грубодисперсной и коллоидной форм) 15 — 50 (при стационарных режимах), 100—• 500 мкг/кг (при пуске).

Оборудование конденсатоочистки должно быть высокопроизводительным, так как масса турбинного конденсата для АЭС мощностью 1000 МВт достигает 5500 т/ч. Технология очистки должна быть высокоэффективной и обеспечивать требуемое качество питательной воды реакторов и парогенераторов АЭС. Из-за активности турбинного конденсата для оборудования конденсатоочистки создают биологическую защиту и используют специальную обработку регенератов и других вод собственных нужд.

очистку турбинного конденсата;

График контроля определяет периодичность отбора проб для их анализа и разрабатывается с учетом скорости изменения концентрации примесей. Так, для того чтобы своевременно выявить неполадки, связанные с нарушением водяной плотности конденсаторов турбин, необходимо осуществлять непрерывный контроль качества турбинного конденсата. Для своевременного выявления ухудшения качества фильтрата и отключения фильтров на регенерацию организуют непрерывный контроль очищенного конденсата.

Кроме основного котельного и турбинного оборудования ТЭС для их функционирования предусматриваются дополнительные системы, называемые вспомогательными (охлаждающая система конденсаторов, системы контроля и др.).

Если на напорные характеристики ГЭС нанести линии ограничения мощности по генератору и турбине и минимально допустимые значения Qrac, то получим поле изменения напоров на данной ГЭС в установившемся режиме, которое служит основой для выбора турбинного оборудования ГЭС по Я™ и Я"^с ( 7.4).

Яр — расчетный по мощности напор, соответствующий уровню верхнего бьефа на конец времени прохождения годового максимума нагрузки энергосистемы, когда проектируемая ГЭС должна обеспечить выдачу установленной мощности Л/уст. При этом уровень нижнего бьефа соответствует полной пропускной способности турбинного оборудования с учетом влияния зимних условий (см. § 3.4) и подпора водохранилища нижерасположенной ступени каскада.

По точкам I, 2, 3 проводится линия ограничения пропускной способности ГЭС, которая является важным ориентиром при выборе турбинного оборудования (см. §21.4).

Заводские номенклатурные данные реактивных турбин дают возможность ориентировочного выбора параметров турбинного оборудования ГЭС: их типа, диаметра рабочего колеса D}, частоты вращения п и высотного положения рабочего колеса турбины по отношению к уровню нижнего бьефа, определяемого величиной отсасывания Hs-

Указанные недостатки выбора турбинного оборудования ГЭС по номенклатурным данным приводят к выводу, что этот способ применим при предварительных расчетах, которые дают возможность наметить варианты для более обоснованного выбора основного оборудования ГЭС.

Количественная оценка энергетических свойств турбинного оборудования возможна с помощью режимных точек работы ГЭС. Эти точки определяются, как отмечалось, по месту проектируемой ГЭС в перспективных суточных графиках нагрузки энергосистемы (см. 21.1). При этом каждая режимная точка соответствует определенной выработке энергии, подсчитываемой по рабочей мощности ГЭС, числу часов работы этой мощностью и к. п. д. оборудования.

тационной характеристикой турбинного оборудования.

Совмещение полученных характеристик рассматриваемого варианта турбинного оборудования ГЭС с ее напорной характеристикой в логарифмической сетке осуществляется путем наложения кальки первой характеристики ( 21.9,а) на вторую ( 21.8). При этом необходимо соблюдение следующих условий:

Таким образом, наложение и возможность перемещения эксплуатационной характеристики турбинного оборудования ГЭС по ее напорной характеристике в логарифмическом масштабе дают возможность быстрого определения сочетаний искомых параметров турбин D\, п, т. При этом следует стремиться к возможному увеличению диаметра рабочих колес и частоты вращения.

После получения по рассматриваемой методике двух или более вариантов турбинного оборудования необходимо для каждого из них найти высоту отсасывания, которая определяет отметку заглубления этого оборудования. Эта задача может быть решена по его кави-тационной характеристике.