Открытое акционерное общество «Всероссийский научно-исследовательский и проектно- конструкторский институт атомного энергетического машиностроения» ОАО. - презентация

1 Открытое акционерное общество «Всероссийский научно-исследовательский и проектно- конструкторский институт атомного энергетического машиностроения» ОАО «ВНИИАМ» Седьмая Международная научно-техническая конференция «Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики» МНТК-2010 Авдеев А.А. Генеральный директор, д.т.н. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ II КОНТУРА АЭС Москва, мая 2010 года ОАО «Концерн Росэнергоатом»

2 Коэффициент полезного действия >98% 33÷36% Реакторный островТурбинный остров Почти все выделившееся в АЗ тепло подается во II контур Только третья часть тепла преобразуется в электроэнергию Центр тяжести технических проблем на сегодняшний день – в машзале.

3 Оценка экономики На сколько дороже может быть турбоустановка с увеличенным на 1% КПД? Капитальные затраты на выработку этой мощности Блок 1200 МВт; КПД э = 36% Дополнительная выработка 33,3 Мвт 3000 /кВт * 33,3 МВт = 100 млн. э = 37% Неучтены «мелочи»: экономия топлива, удельные эксплуатационные расходы и т.д. Справка: стоимость турбины 1000 МВт (Харьков) – около 80 млн. стоимость турбины 1200 МВт (СПб) – около 100 млн. За турбину с увеличенным на 1% КПД выгодно заплатить в два раза дороже. КПД турбоустановки определяется всей наборкой оборудования машзала.

4 Влияние параметров турбоагрегата К /1500 на недовыработку электроэнергии п/ п Наименование параметра Номинальное (расчетное) значение Отклонение Потеря мощности, МВт 1. Степень сухости свежего пара, % 99,5-0,5-3,5 2. Давление отработавшего пара кгс/см 2, (кПа) 0,05 (5,0)+0,01 (1,0)-11,5 3. Потери давления в паровпускных органах (СРК), % 3÷4+1,0-1,5÷-2,0 4. Потери давления в тракте промперегрева (СПП), % 7,0+1,0-2,0 5. Недогрев пара, в I-ой и II-ой ступенях СПП, С 25,0 +5,0-0,5÷-1,0 6. Конечная температура питательной воды, С 220,0-5,0-3,0 Итого:23 МВт

5 Оптимизация параметров Для оптимизации параметров турбоустановки необходимы: балансовые испытания энергоблока в диапазоне нагрузок % от номинальной мощности; тепловые испытания конденсатора с построением зависимости вакуума от расхода и температуры охлаждающей воды; экспериментальные поправки мощности турбины при изменении давления отработавшего пара в конденсаторе. Тепловые балансовые испытания проводятся по I категории сложности с организацией дополнительных врезов и применения современного парка приборов высокой точности.

6 Результаты испытаний 1. Нормирование 2. Выявление и устранение потерь 3. Оценка результатов модернизации

7 Испытания турбоагрегатов (энергоблоков) АЭС АЭС N энергоблока ТурбинаГод проведения испытания, исполнитель ТипЗавод- изготовитель ЛАЭС, блок 1К /3000Турбоатом1976 г.; ОРГРЭС, Уральское отделение ЧАЭС, блок 1К /3000Турбоатом1980 г.; ОРГРЭС, Южное отделение Калининская АЭС, блок 1 К /1500Турбоатом1985 г.; ОРГРЭС, Москва Калининская АЭС, блок 2 К /1500Турбоатом1986 г.; ОРГРЭС, Москва Турбина К / (Турбоатом, с подвальными конденсаторами) Балаковская АЭС (блоки 1÷4), Ростовская АЭС (блоки 1, 2). Ни на одном из энергоблоков тепловые испытания не проводились.

8 Влияние вакуума на выработку электроэнергии Положительный эффект Отрицательный эффект увеличение располагаемого теплоперепада снижение паропроизводитель- ности за счет захолаживания конденсата; увеличение потерь с выходной скоростью; снижение oi последних ступеней; рост отбора пара в ПНД

9 Экономичный вакуум Расход электроэнергии на циркуляционные насосы N ц 70÷80*N с.н N ц W ох 3 Мощность Собственные нужды Недовыработка Расход охлаждающей воды Определение оптимального расхода охлаждающей воды

10 1. Низкая интенсивность теплообмена из-за продольного оребрения труб; 2. Существуют условия для накопления неконденсирующихся газов в трубах; 3. Имеется теплогидравлическая неустойчивость. Пульсации температур достигают 70ºС; 4.Низкая надёжность из-за теплогидравлической неустойчивости 5. При разуплотнении трубки – глушится 1 кассета; 6. Низкая ремонтопригодность. Особенно для нижнего яруса теплообменных кассет; 7. Сложная обвязка СПП трубопроводами; 8. Большие габариты - СПП и трубопроводы нагреваемого пара расположены выше отметки обслуживания турбины; 9. Нетранспортабельный по железной дороге; 10.Сборка СПП на монтаже; 11.Высокая металлоёмкость и высокая стоимость. Конструктивные недостатки двухступенчатого сепаратора-пароперегревателя кассетного типа:

11 Сравнение двухступенчатых СПП кассетного и коллекторно-ширмового типа (АЭС-2006) Кассетный 1. Масса СПП на блок–208х4=832т; 2.Перерасход металла на блок-384т; 3. СПП комплектуется 4 вынесенными конденсатосборниками; 4. Четыре трубопровода греющего пара, конденсата и уравнительных линий на каждую ступень перегрева; 5. Глушится ~1% поверхности при течи 1 трубки; 6. Капитальный ремонт трубных пучков – требуется; 7. Конструктивно невозможно охлаждать конденсат греющего пара; 8. Высота СПП – 21,45м; 9. Трубопроводы занимают площадь ~ равную площади турбины, требуется увеличение турбинного зала на 9м; 10. Слив конденсата при температуре насыщения понижает срок службы арматуры и трубопроводов; Коллекторно-ширмовый 1. Масса СПП на блок–112х4=448т; 2.Экономия металла на блок-384т; 3. Исключаются из комплектной поставки СПП 4 конденсатосборника; 4. Один трубопровод греющего пара, конденсата и уравнительных линий на каждую ступень перегрева; 5. Глушится 0,02% поверхности при течи 1 трубки; 6. Капитальный ремонт трубных пучков не требуется в течение срока службы; 7. Увеличение мощности турбоустановки на 0,4МВт за счёт охлаждения конденсата в 1ступени промперегрева; 8.Высота СПП – 13,51м (в 1,6раза меньше); 9. Трубопроводы и СПП размещаются под площадкой обслуживания турбины; 10. Повышается надёжность работы арматуры и трубоповодов слива охлаждённого конденсата; 11. Уменьшаются массогабаритные характеристики ПВД-Ш 5 (за счёт сброса охлаждённого конденсата в деаэратор) 12. Цена СПП на блок меньше на ~ 46%.

12 Внутриресирверный сепаратор Powersep (BALCKE DURR) Схема работы Powersep

13 Система внутриресиверной сепарации Состоит из последовательно установленных по ходу пара в ресиверах турбоустановки пленочного и двух коленных сепараторов, расход сепарата – 102 м 3 /час эффективность сепарации - 83% осушает влажный пар до 2 % Увеличивает перегрев на 8-10 К Система внутриресиверной сепарации пара разработки ОАО «ВНИИАМ» эксплуатируется на Кольской АЭС с начала 1990-х годов и предназначена для предварительной осушки влажного пара, поступающего из цилиндра высокого давления (ЦВД) в сепаратор-пароперегреватель (СПП)

14 Ресивер турбины К-220 Кольской АЭС с лопатками

15 Спасибо за внимание Наши координаты: , Москва, ул. Космонавта Волкова, 6А Телефон: +7 (499) ; +7 (499) Факс: +7 (499) ОАО «Всероссийский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт атомного энергетического машиностроения» (ОАО «ВНИИАМ»)