Аэродинамическое совершенствование входных устройств ЦВД мощных паровых турбин для АЭС на основе численного моделирования тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.12, кандидат наук Кудрявцев, Игорь Александрович

• Кудрявцев, Игорь Александрович
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Кудрявцев, Игорь Александрович

Содержание

Введение

Глава 1 Обзор конструкций входных устройств мощных паровых турбин

1.1 Современная структура электроэнергетики

1.2 Входные устройства современных паровых турбин

1.2.1 Паровые турбины концерна Alstom

1.2.2 Паровые турбины концерна Siemens

1.2.3 Паровые турбины концерна Doosan Skoda Power

1.2.4 Паровые турбины Турбоатом

1.2.5 Паровые турбины концерна Силовые Машины

1.2.6 Сопоставление по обзору

1.2.7 Подвод пара к турбоустановке на АЭС с ВВЭР

1.3 Постановка задачи исследования

Глава 2 Тестирование CFD пакета FlowSimulation

2.1 Объект экспериментального исследования

2.2 Экспериментальная установка

2.3 Обработка данных экспериментального исследования

2.4 Численное моделирование

2.4.1 Расчетная модель

2.4.2 Обработка данных численного моделирования

2.5 Анализ результатов экспериментального исследования и численного моделирования

2.5.1 Моделирование процессов течения в плоской решетке

2.6 Итоги тестирования CFD пакета FlowSimulation

Глава 3 Исследование конструкций входных устройств исходного варианта и варианта 1

3.1 Входное устройство исходного варианта

3.1.1 Расчетная модель

3.1.2 Контрольные сечения и характеристики потока

3.1.3 Параметры расчетного исследования

3.1.4 Результаты численного моделирования

3.1.4.1 Структура потока в сборном коллекторе и «улитках»

3.1.4.2 Структура потока в области ИНР

3.1.4.3 Аэродинамические характеристики входного устройства

3.2 Входное устройство варианта 1

3.2.1 Расчетная модель и параметры расчетного исследования

3.2.2 Результаты численного моделирования

3.2.2.1 Структура потока в сборном коллекторе и «улитках»

3.2.2.2 Структура потока в области ИНР

3.2.2.3 Аэродинамические характеристики входного устройства

Глава 4 Исследование конструкций входных устройств варианта 2 и варианта 3

4.1 Входное устройство варианта 2

4.1.1 Расчетная модель и параметры расчетного исследования

4.1.2 Результаты численного моделирования

4.1.2.1 Структура потока во входном устройстве

4.1.2.2 Структура потока в области ИНР

4.1.2.3 Аэродинамические характеристики входного устройства

4.2 Входное устройство варианта 3

4.2.1 Расчетная модель и параметры расчетного исследования

4.2.2 Результаты численного моделирования

4.2.2.1 Структура потока в пароподводящих камерах

4.2.2.2 Структура потока в области ИНР

4.2.2.3 Аэродинамические характеристики входного устройства

4.3 Исследование ИНР в равномерном потоке

4.3.1 Расчетная модель и параметры расчетного исследования

4.3.2 Результаты численного моделирования

Глава 5 Сопоставление исследованных конструкций входных устройств

Заключение

Список сокращений

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Аэродинамическое совершенствование входных устройств ЦВД мощных паровых турбин для АЭС на основе численного моделирования»

Введение

В современном мире наблюдается неуклонный рост потребления электроэнергии. Для удовлетворения растущих энергетических потребностей общества требуется строительство новых экономичных электростанций.

Современная энергетика основывается на централизованной выработке электроэнергии на крупных тепловых (ТЭС), и атомных электростанциях (АЭС), работающих на общую энергосистему. Доля электроэнергии производимой в мире на таких станциях достигает 82 % от общего энергопотребления [85].

Российская атомная отрасль, благодаря наличию мощной научно-технической базы, является одной из самых передовых в мире. Возглавляет отрасль государственная корпорация по атомной энергии «Росатом», она объединяет около 350 предприятий и научных организаций, обеспечивает проведение государственной политики и единство управления в использовании атомной энергии, стабильное функционирование атомного энергопромышленного и ядерного оружейного комплексов, ядерную и радиационную безопасность.

В рамках федеральной целевой программы (ФЦП) по развитию атомной отрасли «Росатом» осуществляет несколько крупных проектов:

«АЭС-2006» - типовой проект российской АЭС поколения 3+ с улучшенными технико-экономическими показателями на основе водо-водяного энергетического реактора (ВВЭР-1200) и быстроходных турбоустановок. Целью проекта является достижение современных показателей безопасности и надежности, оптимизация капитальных вложений при сооружении, развитие технологии ВВЭР. Концепция «АЭС-2006» реализуется на сооружаемой ЛАЭС-2.

«ВВЭР-ТОИ» - типовой, оптимизированный, информатизированный проект АЭС поколения 3+ на основе ВВЭР-1300 и тихоходных турбоустановок, с использованием современных информационных технологий. Он основан на референтных решениях АЭС-2006. По проекту «ВВЭР-ТОИ» планируется сооружение Курской АЭС-2.

«Прорыв» - создание ядерных энерготехнологий нового поколения на базе замкнутого ядерного топливного цикла (ЗЯТЦ) с реакторами на быстрых нейтронах (БН) БРЕСТ-0Д-300, БР-1200 и БН-1200 [2]. Реализация БН-1200 планируется на площадке Белоярской АЭС с применением быстроходной турбоустановки на сверхкритические параметры. Осуществление ЗЯТЦ позволит перейти к так называемым станциям 4 поколения. Использованное на реакторах ВВЭР топливо будет перерабатываться и применяться на реакторах типа БН. Использованное топливо на реакторах БН, в свою очередь, также будет перерабатываться, становясь пригодным

к повторному применению на реакторах ВВЭР. Такой подход позволит значительно снизить радиоактивность отработанного ядерного топлива (ОЯТ) и его количество.

На основе отмеченных проектов госкорпорация «Росатом» проектирует и сооружает энергоблоки АЭС в России и за рубежом: Белоярская АЭС-2, Курская АЭС-2, Ленинградская АЭС-2, Бушер-2,3 (Иран), Куданкулам-3,4 (Индия), Ханхикиви-1 (Финляндия), Пакш-2 (Венгрия), Эль-Дабаа (Египет) и т.д. В долгосрочной перспективе эти проекты послужат развитию отечественной атомной отрасли и позволят обеспечить лидерство России на мировом рынке ядерной энергетики.

На любой электростанции ключевую роль в цикле преобразовании теплоты в электрическую энергию играет паротурбинная установка (ПТУ), от ее совершенства напрямую зависит эффективность всей станции. Это обстоятельство свидетельствует о актуальности повышения экономичности вводимых в эксплуатацию крупных паровых турбин (ПТ).

Повышение экономичности ПТУ электростанций (ТЭС, АЭС), возможно осуществить за счет аэродинамического совершенствования не только проточной части турбины, но также и входных устройств ее цилиндров, используемых для подвода пара к проточной части турбины. Отработка входных устройств ЦВД крупных паровых турбин, на долю которых может приходится до 40% всей вырабатываемой мощности турбоустановки, может дать ощутимую прибавку КПД цилиндра. Если принять потери давления в паровпуске по рекомендациям [64] АР0 = 0,04 • Р0, где р - давление свежего пара, то по приближенной оценке за счет

совершенствования входного устройства ЦВД для турбины типа К-1000-60/3000 можно ожидать повышения внутреннего относительного КПД ЦВД на величину до -0,4%.

Развитие вычислительной гидродинамики позволяет частично заменить экспериментальные исследования по аэродинамическому совершенствованию турбомашин численным моделированием. В настоящее время численное моделирование оценивается, как наиболее выгодный способ получения данных о протекающих физических процессах. При этом, в связи со сложностью реальных исследуемых процессов, все большее значение приобретает выбор соответствующей модели турбулентности и тестирование результатов численного моделирования. Оптимальным методом исследования является сочетание экспериментального исследования и численного моделирования в CFD пакетах.

Настоящая работа посвящена решению актуальной задаче повышения КПД мощных паровых турбин АЭС путем аэродинамического совершенствования входных устройств ЦВД на основе численного моделирования.

Глава 1 Обзор конструкций входных устройств мощных паровых турбин

1.1 Современная структура электроэнергетики

Основная часть электроэнергии в настоящее время производится на крупных электростанциях. Их можно разделить по способу получения пара.

На большинстве электростанций для получения пара применяют котельные установки, в которых используется теплота сжигаемого ископаемого топлива. Такие станции называют тепловыми электростанциями (ТЭС). Электростанции, предназначенные для выработки электроэнергии, называют конденсационными (КЭС). Если помимо электрической энергии в значительной степени генерируется тепловая энергия для потребителей, такая станция называется теплоэлектроцентралью (ТЭЦ). Однако, такое деление можно считать достаточно условным, поскольку в настоящее время выработка электрической и тепловой энергий является одинаково значимой задачей. Наиболее крупные электростанции называют государственными районными электростанциями (ГРЭС). Рассмотренные электростанции (КЭС, ТЭЦ, ГРЭС) целесообразно называть ТЭС, поскольку они используют в своей работе органическое топливо.

Электростанции, на которых для получения пара используется реакторная установка с ядерным топливом принято называть атомными электростанциями (АЭС) [65].

Доля электроэнергии, производимой в нашей стране на ТЭС и АЭС, составляет порядка 85% от общего электропотребления. Оставшаяся часть покрывается гидроэлектростанциями (ГЭС), а также возобновляемыми источниками энергии (ВИЭ). На рисунке 1.1.1 представлена структура выработки электроэнергии по типам источников энергии в мире [85], России по состоянию на 2012 г [46] и Германии на 2013 г [86].

Рисунок 1.1.1 - Структура выработки электроэнергии по типам источников энергии

Приведенная на рисунке 1.1.1 структура свидетельствует о том, что основная часть электроэнергии в энергосистемах России и мира в настоящее время вырабатывается на ТЭС и АЭС, а доля электроэнергии производимой с использованием ВИЭ достаточно мала. Доминирующее положение ТЭС и АЭС в роли основных поставщиков электроэнергии и наличие развитой инфраструктуры для их функционирования, позволяет сделать предположение, что подавляющая часть электроэнергии, в ближайшей перспективе, по-прежнему будет вырабатываться на ТЭС и АЭС. Это свидетельствует об актуальности повышения КПД вводимых в эксплуатацию крупных ПТ.

В последние двадцать лет активно развивается использование ВИЭ. Предпосылками к использованию ВИЭ являются ухудшающаяся экологическая обстановка и желание снизить затраты на производство электроэнергии. Считается, что основной вклад в так называемое глобальное потепление вносят именно ТЭС и АЭС, поскольку с этих станций осуществляется значительный выброс CO2 и H2O в атмосферу. Так же к основным негативным факторам, влияющим на экологию, можно отнести выбросы с ТЭС мелкодисперсных взвешенных частиц, SO2 и NOx, а также наличие золоотвалов и хранилищ отработанного ядерного топлива [16, 44].

Наибольшее промышленное применение получили: электростанции на основе биомасс, гелиоэнергетика, ветровая энергетика, а также геотермальная энергия. Относительно малое развитие ВИЭ в России связано с наличием в нашей стране больших запасов топлива (газ, уголь, нефть, урановая руда) для ТЭС и АЭС.

Электростанции работающие на биомассе используют в качестве топлива, в основном, отходы деревообрабатывающей промышленности. Наиболее крупными станциями являются: «Teesdies», Великобритания, 295 МВт; «Alholmens», Финляндии, 240 МВт. В России можно отметить мини-ТЭЦ «Белый ручей» в Вологодской области, 6 МВт.

Гелиоэнергетика в качестве источника тепла использует энергию солнца. Наиболее крупными станциями являются: «Ivanpah Solar Electric Generating System» - станция башенного типа, США, 392 МВт; «Agua Caliente» - фотоэлектрическая станция, США, 250 МВт; «Перово» - фотоэлектрическая станция, Россия, 105 МВт.

Ветровая энергетика использует кинетическую энергию набегающего потока ветра. Наиболее крупными станциями являются: London Array - шельфовая станция, 630 МВт; San Gorgonio Pass Wind Farm - наземная станция, 615 МВт. В России можно отметить «Зеленоградскую ВЭУ» (ветроэнергоустановку) - наземного типа 5.1 МВт.

Геотермальная электростанция использует в качестве источника тепла тепловую энергию подземных источников. В России такие источники расположены в районе Камчатки и Сахалина: Мутновская ГеоТЭС мощностью 50 МВт, Паужетская ГеоТЭС мощностью 14.5 МВт [46].

Основной проблемой на пути более широкого применения ВИЭ является зачастую более высокая стоимость произведенной электроэнергии по сравнению с ТЭС, АЭС. Существуют и другие сложности при использовании ВИЭ. Промышленные фотоэлементы имеют довольно низкий КПД -7-15%. КПД ветровой энергетики существенно выше 45%, однако считается, что цена электроэнергии, полученная таким способом, становится сопоставимой по стоимости с энергией, полученной на АЭС, при скорости ветра более 32 км/ч. При использовании геотермальных станций возникают сложности с возвратом отработанной воды в подземный водоносный горизонт. Так же стоит упомянуть о непостоянстве режимов работы электростанций использующих ВИЭ. Скорость ветра, мощность светового потока меняются в течение суток, в то время как частота сети должна оставаться неизменной [44, 23, 30].

Стоит отметить, что для электростанций использующих ВИЭ, (биомасса, солнечная, геотермальная энергия), а в перспективе и термоядерный синтез, для привода электрогенератора требуется ПТ, это дополнительно подчеркивает актуальность повышения экономичности вводимых в эксплуатацию турбоустановок.

1.2 Входные устройства современных паровых турбин

С целью ознакомления с существующими способами подвода рабочего тела к цилиндрам турбоустановки проведен сравнительный обзор конструкций современных мощных ПТ для АЭС и ТЭС различных фирм производителей.

Мощные ПТ для ТЭС, а также влажно-паровые турбины для АЭС в настоящее время конструируют и производят на весьма ограниченном числе заводов по всему миру.

Несколько производителей атомных турбин, британский GEC (AEI и English Electric), французские SACM (Reteau и Alsacienne de Construction Mecanique) и CEM (Campaignie Electromecanique), а так же немецкая фирма MAN - объединились и создали GEC Alstom. В свою очередь GEC Alstom объединился с ABB Kraftwerke AG (объединение германо-швецарской фирмы Brown Boveri и Escher-Wiss и шведской Stal-Laval). В результате слияния был создан международный концерн ABB-Alstom, в настоящее время именуемый Alstom.

Другой крупный интернациональный концерн был создан после поглощения немецкой фирмой Kraftwerke Union AG (Siemens/KWU) британской компании NEI Parsons и немецкой AEG, с последующим объединением с Westinghouse. В настоящее время этот крупный концерн называется Siemens Power Generation (Siemens PG), включая в себя американское дочернее предприятие Siemens Westinghouse Power Corporation (SWPC).

В число других производителей крупных ПТ для ТЭС, АЭС входят: General Electric в США; Трио японских производителей - Hitachi, Mitsubishi Heavy Industries (MHI) и Toshiba; Турбоатом (ХТГЗ) в Украине; Ленинградский Металлический Завод (ЛМЗ), в составе крупного концерна Силовые Машины в России; Doosan Skoda Power, (создано после поглощения южнокорейской Doosan Heavy Industries&Construction Co. чешской Skoda Energo (Skoda)).

Совместно эти компании обеспечивают почти весь мировой рынок ПТ для АЭС.

В дополнении к упомянутым компаниям следует упомянуть, Ansaldo Energia в Италии; Baharat Heavy Electricals (BHEL) в Индии; Dongfang Steam Turbine Works и Shanghai Steam Turbine Co., Ltd в Китае. В России можно выделить еще два завода производящие ПТ меньшей мощности: Калужский Турбинный Завод (КТЗ) входящий в концерн Силовые Машины, Уральский турбинный Завод (УТЗ) ранее называвшийся ТМЗ [83].

1.2.1 Паровые турбины концерна Alstom

Паровая турбина ARABELLE для АЭС

В настоящее время самой мощной тихоходной ПТ являются турбина ARABELLE концерна Alstom, ее мощность составляет 1550 МВт, частота вращения 1500 об/мин. На рисунке 1.2.1 изображен общий вид рассматриваемой ПТ.

Рисунок 1.2.1 - Общий вид турбоустановки ARABELLE

Турбоустановка имеет один совмещенный цилиндр высокого и среднего давлений (ЦВСД) и три двухпоточных цилиндра низкого давления (ЦНД) с пятью ступенями в каждом потоке. В левом потоке ЦВСД расположена часть высокого давления (ЧВД), имеющая восемь ступеней, в правом потоке ЦВСД расположена часть среднего давления (ЧСД), имеющая

четыре ступени. Такая конструкция разгружает упорный подшипник от осевого усилия. ЦВСД имеет однокорпусное исполнение.

Используемые параметры пара:

вход в ЧВД -ро=70 бар, Г0=287°С, хо=0.4%;

выход из ЧВД -Р2ЧВД=11 бар, г2чвд = 183°С, Х2чвд = 14.6%;

вход в ЧСД -Р1ЧСД=10 бар, 1Шсд =268°С;

вход в ЦНД - Р1цнд =3.3 бар, гщ^д = 148°С;

выход из ЦНД - рК=5.5 кПа, хк= 12.5%.

После четырех вертикальных парогенераторов (111) пар поступает в ЧВД, после ЧВД пар направляется на осушку и перегрев в два горизонтальных сепаратора пароперегревателя (СПП). Из СПП перегретый пар поступает в ЧСД, а затем направляется в три ЦНД. Таким образом, ЧСД и несколько первых ступеней ЦНД работают на перегретом паре. По данным АЫот термический КПД турбоустановки составляет 35.7 % .

Рассматриваемая турбина эксплуатируется на французской АЭС «Chooz-B1». Последняя лопатка ЦНД имеет высоту 1450 мм, образуя суммарную выходную площадь в 115

о

м . На рисунке 1.2.2 изображен совмещенный ЦВД турбины ARABELLE [83, 84].

(а) (б)

Рисунок 1.2.2 - ЦВСД турбоустановки ARABELLE (а) эскизный вариант, (б) 3D модель

Подвод пара к ЧВД осуществляется четырьмя трубами, по две трубы подходят к нижней и верхней части корпуса. Оси подвода пара вертикальные. Рабочее тело от четырех подводящих труб подается в кольцевую пароподводящую камеру, в которой происходит смешение потоков и распределение пара по окружности, затем поток поступает к сопловому аппарату (СА) первой ступени ЧВД. Диаметр подводящих труб 650 мм. Корневой диаметр

первой ступени ЧВД составляет 1.7 м. Высота сопловой лопатки (СЛ) первой ступени 190 мм,

2 и ц кольцевая площадь 1.13 м . Высота последней рабочей лопатки (РЛ) ЧВД 500 мм.

Вход пара в ЧСД осуществляется также по четырем трубам. Две трубы подводят пар к нижней части корпуса тангенциально, в верхнюю часть корпуса оси подвода потока расположены вертикально. Пароподводящая камера представляет собой кольцевую камеру и имеет сходные формы с камерой ЧВД. Основное отличие в геометрических размерах, из-за возросшего значения удельного объема пара в ЧСД. Диаметр подводящих труб ЧСД составляет 1.5 м. Корневой диаметр первой ступени ЧСД составляет 2.16 м. Высота СЛ первой ступени -530 мм, кольцевая площадь 4.48 м . Высота последней РЛ ЧСД 720 мм.

Концерн А^от также выпускает тихоходную паровую турбину ARABELLE, с мощностью 1200-1500 МВт для использования в сети с частотой 60 Гц. На рисунке 1.2.3 изображен общий вид рассматриваемой ПТ с одним ЦНД [83].

/

Рисунок 1.2.3 - Общий вид тихоходной турбоустановки для АЭС в сети 60 Гц

Турбоустановка имеет двухпоточный ЦВД с восьмью ступенями в каждом потоке, а также три двухпоточных ЦНД, содержащих такое же число ступеней на поток. Использование двухпоточных конструкций цилиндров позволяет разгрузить упорный подшипник от осевого усилия. ЦВД имеет однокорпусное исполнение.

После четырех ПГ пар поступает в ЦВД, после ЦВД пар направляется на осушку и перегрев в СПП. Из СПП перегретый пар поступает в три ЦНД.

Подвод пара к ЦВД осуществляется четырьмя трубами, по две трубы подходят к нижнему и верхнему корпусу. Оси подвода пара вертикальные. Рабочее тело от четырех подводящих труб поступает в кольцевую пароподводящую камеру, в которой происходит распределение пара по окружности и разделение на потоки. Затем пар поступает к СА первых ступеней. Диаметр подводящих труб около 550 мм. Корневой диаметр первой ступени ЦВД составляет 1.3 м. Высота СЛ первой ступени приблизительно 100 мм, кольцевая площадь входа

2 2 около 0.44 м . Высота РЛ последней ступени ЦВД 300 мм, кольцевая площадь выхода 1.5 м .

Последняя лопатка ЦНД имеет высоту 1194 мм, образуя суммарную выходную площадь 80 м .

В рассмотренных турбоустановках ARABELLE применяется четырехпоточный подвод пара к ЦВД. Входные устройства имеют схожие конструкции, отличающиеся объемом и формой кольцевой камеры. Это различие обусловлено конструкцией цилиндров, в первом случае ЦВД совмещенный, во втором двухпоточный. Поскольку параметры пара и геометрические характеристики паровпусков турбоустановок близки, аэродинамические свойства входных устройств и структура потока перед проточной частью ЦВД также будут близки.

Входное устройство с четырехпоточным подводом пара для ЦНД было исследовано в 1981 г. коллективом авторов ЦКТИ [3]. В экспериментальной установке использовались подводящие патрубки с разветвлениями и гибами, расположенными непосредственно перед входным устройством, это могло ухудшить его аэродинамические характеристики. Однако, по результатам эксперимента входное устройство с четырехпоточным подводом оказалось наиболее эффективным из изученных конструкций, обладало низким уровнем сопротивления и приводило к формированию более равномерного поля давлений перед СА. Можно предположить, что входные устройства турбоустановок ARABELLE обладают сравнимыми аэродинамическими характеристиками.

Паровая турбина STF100

Быстроходная паровая турбина STF100, предназначена для ТЭС ее мощность составляет 1100 МВт. Такая турбина, эксплуатируется на немецкой ТЭС «Neurath». На рисунке 1.2.4 изображен общий вид рассматриваемой ПТ.

Рисунок 1.2.4 - Общий вид турбоустановки STF100

Турбоустановка имеет однопоточный ЦВД, двухпоточный ЦСД и два двухпоточных ЦНД. ЦВД имеет двадцать ступеней, ЦСД имеет по восемнадцать ступеней в каждом потоке, в ЦНД по шесть ступеней в потоке. По данным производителя термический КПД турбоустановки составляет более 43%.

Используемые параметры пара:

вход в ЦВД -ро=272 бар, Г0=600°С, а0=2870 т/ч;

выход из ЦВД -Р2=58.7 бар, ^2=356°С;

вход в ЦСД - tщcд=605°C;

выход из ЦНД -рк=4.8 кПа.

На рисунке 1.2.5 изображены паровпуск ЦВД и ЦСД турбоустановки STF100 [75].

(а) (б)

Рисунок 1.2.5 - Паровпуск ЦВД (а), паровпуск ЦСД (б)

Из котла пар поступает в ЦВД, после ЦВД пар направляется на осушку и перегрев обратно в котел. Перегретый пар поступает в ЦСД, после чего направляется в ЦНД. Последняя лопатка ЦНД имеет высоту 1408 мм. Выходная площадь одного потока -13.2 м .

Подвод пара к ЦВД осуществляется двумя трубами, по одной трубе подходит к нижней и верхней части корпуса. Подвод пара тангенциальный. Рабочее тело от двух подводящих труб поступает в кольцевую камеру, представляющую из себя две «улитки», из которых осуществляется подвод пара к СА первой ступени ЦВД, рисунок 1.2.5 (а). Способ подвод пара к ЦСД и форма входного устройства аналогичны примененным в ЦВД, рисунок 1.2.5 (б).

В случае применение входных устройств в форме улиток, для достижения равномерной структуры потока перед НА потребуется тщательная отработка их проточной части. В своих работах [11, 10, 15] И.Г. Гоголев отмечает важное значение тщательного подбора формы и размеров входного патрубка, на примере исследование входного устройства в виде полной улитки. Слишком малые габариты улитки могут быть причиной повышенного сопротивления, значительных углов атаки перед НА и существенной окружной неравномерности потока в

проточной части турбины, что в свою очередь приведет к снижению эффективности по сравнению со случаем безударного осесимметричного входа потока. В исследовании [15] применение улитки в качестве входного устройства приводило к снижению КПД решетки примерно на 1% по сравнению со случаем безударного входа.

1.2.2 Паровые турбины концерна Siemens

Паровая турбина серии SST-9000

Концерн Siemens развивает модульную платформу тихоходных паровых турбин и генераторов. Тихоходная паровая турбина SST-9000 предназначена для работы на АЭС в сети 50 Гц. Она охватывает диапазон мощности 1000-1900 МВт. Модульная конструкция позволяет изменять мощность не меняя турбину полностью. На рисунке 1.2.6 изображен общий вид рассматриваемой ПТ.

Рисунок 1.2.6 - Общий вид турбоустановки $8Т-9000

Турбоустановка имеет один двухпоточный ЦВД с двенадцатью ступенями в каждом потоке и до трех двухпоточных ЦНД с девятью ступенями в каждом потоке. Число ЦНД зависит от типа реактора и необходимой мощности. ЦВД вырабатывает около 40% мощности, ЦНД оставшиеся 60%. Использование двухпоточных конструкций цилиндров позволяет разгрузить упорный подшипник от осевого усилия. Используемые параметры пара: вход в ЦВД -ро=75 бар, Г0=290°С;

перегрев в СПП - р=9 бар, t=277°C; выход из ЦНД -рк=2.47 кПа

После ПГ пар поступает в ЦВД, затем пар направляется на осушку и перегрев в два СПП (применяются как вертикальные, так и горизонтальные). Перегретый пар поступает в три ЦНД. Несколько первых ступеней ЦНД работают на перегретом паре.

Последняя лопатка ЦНД может иметь высоту 1400-1830 мм, образуя суммарную выходную площадь 80-180 м соответственно.

Рассматриваемая турбина, мощностью 1720 МВт, эксплуатируется на финской АЭС «01кПиоШ 3». На рисунке 1.2.7 изображены ЦВД, применяемые в турбине SST-9000 [74, 89].

(а) (б)

Рисунок 1.2.7 - Варианты исполнения ЦВД турбоустановки SST-9000

Для SST-9000 существует два варианта исполнения ЦВД, оба имеют двухкорпусную конструкцию. В первом варианте пар подводится по двум трубам, по одной к нижней и верхней части корпуса, рисунок 1.2.7 (а). Во втором варианте пар подводится по четырем трубам, аналогично турбоустановке ARABELLE, по две трубы к нижней и верхней части корпуса рисунок 1.2.7 (б). Рабочее тело от двух или четырех подводящих труб поступает в кольцевую пароподводящую камеру, в которой происходит смешение потоков и распределение пара по окружности, далее поток поступает к НА первой ступени ЦВД.

Входное устройство с двухпоточным подводом пара было исследовано коллективом авторов ЦКТИ [3]. Результаты исследования показали, что для входного устройства с двухпоточным подводом характерны более высокий уровень неравномерности поля давлений перед НА и в полтора раза большее сопротивления, в сравнении с конструкцией с четырехпоточным подводом. Основные потери энергии связаны с торможением встречных потоков пара от подводящих труб. Во входном устройстве турбоустановки SST-9000 с

двухпоточным подводом, на входе в первую ступень, применен диагональный НА с разделителем потока, это позволяет подводить пар к проточной части более равномерно.

Паровая турбина серии SST-6000

Быстроходная ПТ SST-6000 предназначена для работы на ТЭС в сети 50 Гц. Применяемая концерном Siemens модульная конструкция ПТ позволяет охватить диапазон мощности 300-1200 МВт. На рисунке 1.2.8 изображен общий вид рассматриваемой ПТ.

IP turbine LP turbines

Рисунок 1.2.8 - Общий вид турбоустановки SST-6000

Турбоустановка имеет однопоточный ЦВД, двухпоточный ЦСД и до трех двухпоточных ЦНД. Число ЦНД может изменяться в зависимости от необходимой мощности. Используемые параметры пара: вход в ЦВД - ро=270 бар, Го=600°С; перегрев в СПП - ¿=600°С; выход из ЦНД -рк=5.3 кПа

Из котла пар поступает в ЦВД, после ЦВД пар направляется на осушку и перегрев обратно в котел. Перегретый пар поступает в ЦСД, после чего направляется в ЦНД. Последняя лопатка ЦНД может достигать высоты 1200 мм. Выходная площадь одного потока составляет 516 м2 в зависимости от применяемых лопаток.

Рассматриваемая турбина, мощностью 1040 МВт, эксплуатируется на китайской ТЭС «Wai Gao Qiao 3». На рисунке 1.2.9 изображены ЦВД и ЦСД турбины SST-6000.

Рисунок 1.2.9 - ЦВД (а) и ЦСД (б) турбоустановки SST-6000

Подвод пара к ЦВД осуществляется по двум трубам. Оси подвода пара горизонтальные. Рабочее тело от двух труб поступает в кольцевую пароподводящую камеру, в которой происходит смешение потоков и распределение пара по окружности. Затем поток поступает к СА первой ступени ЦВД, рисунок 1.2.9 (а). На входе в первую ступень применен диагональный СА, который позволяет немного сократить габариты цилиндров, а так же способствует лучшему распределению потока перед РК первой ступени. Данный способ подвода близок по конструкции к входному патрубку турбоустановки SST-9000, основное отличие заключается в форме и объеме пароподводящей камеры. На рисунке 1.2.10 показаны диагональные СА применяемые в ЦВД и ЦСД [82].

Рисунок 1.2.10 - Диагональный СА ЦВД (а) и ЦСД (б)

Вход пара в ЦСД осуществляется по двум трубам. Обе трубы подводят пар к нижней части корпуса тангенциально. Подводы пара расположены ниже горизонтального разъема. Рабочее тело от двух подводящих труб поступает в кольцевую пароподводящую камеру, в которой происходит смешение потоков и распределение пара по окружности. Затем поток поступает к СА первой ступени ЦСД, рисунок 1.2.9 (б). На входе в первую ступень применен диагональный СА с разделителем потока, см. рисунок 1.2.10 (б). Применение диагонального СА, может немного сократить габариты цилиндров, а так же способствовать лучшему распределению потока перед РК первой ступени. Аналогичное входное устройство, с нижним встречным подводом, было исследовано в 1981 г. коллективом авторов ЦКТИ [3]. Результаты исследования показали, что подобный способ подвода пара обладает наибольшими уровнями неравномерности и сопротивления из изученных конструкций. К плюсам такой конструкции можно отнести отсутствие патрубков на верхней крышке цилиндра.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Кудрявцев, Игорь Александрович, 2017 год

Список литературы

1. Августинович В.Г., Шмотин Ю.Н. Численное моделирование нестационарных явлений в газотурбинных двигателях. М.: Машиностроение, 2005. - 536 с.

2. Адамов Е.О. Концептуальные положения стратегии развития ядерной энергетики России в перспективе до 2100 /Е.О.Адамов, А.В. Джалавян, А.В.Лопаткин // Атомная энергия, вып. 6, 2012.

3. Амелюшкин В.Н., Сачков Ю.С., Баркаган Л.Б. и др. Исследование входных патрубков двухпоточных ЦНД паровых турбин // Труды Центр. котлотурбин. инта., 1981. №184. - с.90-95.

4. Афанасьева, Н.Н. Аэродинамические характеристики ступеней тепловых турбин / Н.Н. Афанасьева, Ласкин А.С., Лапшин К.Л., И.Г. Гоголев [и др.]; под ред. В.А. Черникова. - Л.: Машиностроение, 1980. - 263с.

5. Брэндшоу П. Турбулентност: пер. с англ. - М.: Мир, 1974. - 279 с.

6. Ван-Дайк М. Альбом течений жидкости и газа. - М.: Мир, 1986. - 184 с.

7. Галаев С.А. Численное моделирование течения вязкого газа в решетках осевых турбомашин методика и результаты применения современных программых средств: автореф. дисс. к.т.н.: 05.04.12. - СПб, 2006. - 16 с.

8. Гарбарук А.В. Моделирование турбулентности в расчетах сложных течений: учебное пособие / А.В. Гарбарук, М.Х. Стрелец, М.Л. Шур - СПб: Изд-во Политехн. ун-та, 2012. - 88 с.

9. Гоголев И.Г. Аэродинамическое исследование входного патрубка газовой турбины. - Изв. вузов. Энергетика, 1959, №11, с. 100-107.

10. Гоголев И.Г. Совершенствование рабочего процесса тепловых турбин с целью снижения потерь энергии на основе аэродинамических исследований ступеней, входных, переходных и выходных патрубков при их совместной и изолированной работе: автореф. дисс. д.т.н.: 05.04.12. - Ленинград, 1985. - 36 с.

11. Гоголев И.Г., Дроконов А.М. Аэродинамические характеристики ступеней и патрубков тепловых турбин. - Брянск.: Грани, 1995. - 258с.

12. Гоголев И.Г. Аэродинамические факторы и надежность турбомашин / И.Г. Гоголев, А.М. Дроконов, А.Е. Зарянкин - Брянск.: Грани, 1993. - 168с.

13. Гоголев И.Г. Влияние взаимного положения входного и выходного патрубков на характеристики газовой турбины / И.Г. Гоголев, Р.И. Дьяконов, И.Д. Заикин // Энергомашиностроение, 1977, № 2. c. 35-37.

14. Гоголев И.Г. Исследование совместной работы турбинной ступени с входным патрубком / И.Г. Гоголев, Р.И. Дьяконов, И.Д. Заикин // Изв. вузов. Энергетика, 1975, №11. c. 66-71.

15. Гоголев И.Г. Экспериментальное исследование сопловой решетки с входным патрубком-улиткой / И.Г. Гоголев, ИВ. Королев, Ю.Д. Кудашев и др. // Изв. ак. наук СССР, энергетика и транспорт, 1978, №4. c. 166-170.

16. Грачев В.А. Сравнение экологической эффективности различных источников энергии. // Материалы IX международного общественного форума-диалог «Атомная энергия, общество, безопасность - 2014», 2014.

17. Гурский Д.А., Турбина Е.С. Вычисления в Mathcad12. - Спб.: Питер, 2006. - 544 с.

18. Дейч М.Е. Техническая газодинамика. Изд. 2-е, переработ. М.-Л. Госэнергоиздат, 1961. -673 с.

19. Дейч М.Е., Зарянкин А.Е. Газодинамика диффузоров и выходных патрубков турбомашин. - М.: Энергия, 1970. - 234с.

20. Диксон С.Л. Механика жидкостей и газов. Термодинамика турбомашин: пер. с англ. - М.: Машиностроение, 1981. -213 с.

21. Емцев Б.Т., Техническая гидромеханика. Изд. 2-е, переработ. и доп. - М.: Машиностроение, 1987. - 440 с.

22. Ершов С.В., Саки Р. К расчету потерь в проточных частях турбомашин // Вестник НТУ «ХПИ», 2013. Т. 14. № 988. с. 1-18.

23. ЗАО АСЭ [Электронный ресурс] // Преимущества атомной энергетики. URL: http://www.ase.atomstroyexport.ru/nuclear_market/advantage/ (дата обращения: 31.01.2017).

24. Зарянкин А.Е. Новый регулирующий клапан с толкающим штоком для цилиндров низкого давления паровых турбин / А.Е. Зарянкин, С.В. Арианов, А.Н. Паромонов, А.М. Готовцев, С.К. Старожук // Теплоэнергетика, 2007. №11. - с. 26.

25. Зарянкин А.Е. Сравнительная оценка регулирующих клапанов паровых турбин / А.Е. Зарянкин, В.В. Этт, В.А. Зарянкин // Теплоэнергетика, 2001. №3. - с. 53-57.

26. Зарянкин А.Е. Влияние входной неравномерности на величину потерь энергии в каналах различной формы / А.Е. Зарянкин, Б.В. Барановский, И.И. Тюфяков // Изв. вузов. Энергетика, 1980. №1. c. 74-77.

27. Засыпка Т.Т., Ласкин А.С. О нестарционарном пограничном слое при обтекании турбинной решетки // Теплоэнергетика, 1981. с. 67-69.

28. Иванов С.А., Забродов С.Ю. Разработки турбоустановок для АЭС по проекту «ВВЭР ТОИ» на основе оборудования ОАО «Силовые машины», материалы МНТК, 2014.

29. Идельчик И.Е. Гидравлические сопротивления / И.Е. Идельчик - М.: Машиностроение, 1998. - 672 с.

30. Информационное агентство "ПРоАтом" [Электронный ресурс] // Просвирнов А. Водородная энергетика - афера века или панацея от всех бед человечества. URL: http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=print&sid=3440/ (дата обращения: 31.01.2017).

31. Кафедра конструкции и проектирования летательных аппаратов, КНИТУ им. А.Н. Туполева [Электронный ресурс] // Справочник авиационных профилей. URL: http://www.kipla.kai.ru/liter/Spravochnic_avia_profiley.pdf (дата обращения: 31.01.2017).

32. Кириллов И. И. Теория турбомашин. Л.: Машиностроение, 1972. - 536 c.

33. Кириллов И.И. Паровые турбины и паротурбинные установки / И.И. Кириллов, В.А. Иванов, А.И.Кириллов - Л.: Машиностроение, 1978. - 276 c

34. Кириллов И. И., Кириллов А. И. Теория турбомашин. Примеры и задачи: учебное пособие -Л.: Машиностроение, 1974. - 320 c.

35. Кондратов А.В. Исследование и разработка дроссельно-регулирующих клапанов и поворотных заслонок для перспективных турбин ТЭС и АЭС. дисс. к.т.н.: 05.04.12. - Москва, 2014.

36. Костюк А.Г. Турбины тепловых и атомных электрических станций / А.Г. Костюк В.В. Фролов, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний. - М.: Издательство МЭИ, 2001. - 450 с.

37. Косяк Ю.Ф. Паротурбинные установки атомных электростанций. - М.: Энергия, 1978. - 103 с.

38. Кузьмичев Р.Е., Терешков А.А. Влияние условий входа потока на работу турбинной ступени. - Изв. вузов. Энергетика, 1968. №12. c. 114-117.

39. Лапшин К.Л. Теория турбомашин: Конспект лекций. - СПб.: СПбГТУ, 2010. - 80 с.

40. Ласкин А.С., Афанасьева И.Н. Неравномерность потока на входе в решетку профилей. -Изв. вузов. Энергетика, 1970. №11. c. 55 - 60.

41. Лисянский А.С. Разработка мощных паровых турбин для быстроходной энерготехнологии АЭС. дисс. д.т.н.: 05.04.12. - СПб, 2014.

42. Лисянский А.С. Современные быстроходные и тихоходные паровые турбины / А.С.Лисянский, Н.А. Николаенков, В.В. Назаров и др. // Информ. агентство "ПРоАтом", 2010.

43. Лойцянский Л. Г. Механика жидкости и газа. - М.: Наука, 1987. - 840 с.

44. Лукутин Б.В. Возобновляемые источники электроэнергии: учебное пособие. - Томск.: ТПУ, 2008. - 187 с.

45. Марков Н.М. Расчет аэродинамических характеристик плоской решетки профилей осевых турбомашин. - М.-Л.: Машгиз, 1952. - 104 с.

46. Министерство энергетики Российской Федерации [Электронный ресурс] // URL: http://minenergo.gov.ru (дата обращения: 31.01.2017).

47. Носанкова Л.В. Сравнительный анализ и особенности компоновки турбоустановок ОАО «Силовые машины» и ОАО «Альстомэнергомаш» на примере БтАЭС / Л.В. Носанкова, А.В. Бурчева // Сборник материалов 14-й научно-технической конференции ОКБ «ГИДРОПРЕСС», 2012.

48. Основные элементы SolidWorks. - SolidWorks Russia., 2010. - 534 c.

49. Петреня Ю.К. Перспективы создания быстроходных паротурбинных установок мощностью 1500 МВт и выше / Ю.К. Петреня, Л.А. Хоменок, И.А. Ковалев, Ю.А. Качуринер, В.Н. Кондратьев, А.С. Лисянский // Труды ЦКТИ, 2002. вып. 283. с.12.

50. Петунин А.Н. Методы и техника измерений параметров газового потока. - М.: Машиностроение, 1972. - 332 с.

51. Повх И.Л. Аэродинамические исследования моделей гидравлических турбин. - Труды ЛПИ, 1955, № 176. с. 7- 42.

52. Повх И.Л. Аэродинамический эксперимент в машиностроении. Изд. 3 -е, доп. и исправл. -Л.: Машиностроение, 1974. - 480 с.

53. Проект АЭС-2006 [Электронный ресурс] // URL: http://atomenergoprom.ru/u/file/npp_2006_rus.pdf (дата обращения: 31.01.2017).

54. Расширенное моделирование деталей SolidWorks. - SolidWorks Russia., 2010. - 333 c.

55. Ривкин С. Л. Термодинамические свойства газов: Справочник.-4-е изд., перераб.-М.: Энергоатомиздат, 1987-288 с.

56. Самойлович Г.С. Гидрогазодинамика: учебник. - 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Машиностроение, 1990. - 384 с.

57. Седов Л.И. Методы подобия и размерности в механике. - М.: Наука, 1967. - 428 c.

58. Слободянюк Л.И., Поляков В.И. Экспериментальное исследование осевой турбинной ступени с тангенциальным подводом рабочего тела с безлопаточным и лопаточным направляющим аппаратом. - Изв. вузов. Энергетика, 1975, №2. c. 66 - 70.

59. Снегирёв А.Ю. Высокопроизводительные вычисления в технической физике. Численное моделирование турбулентных течений. - СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2009. - 143 c.

60. Солодов В.Г. Теоретические основы математического моделирования аэродинамического взаимодействия турбинной ступени с подводящими и отводящими устройствами проточной части. автореф. дис. д.т.н.: 05.04.12. -Харьков, 1995.

61. Стародубцев Ю.В. Аэродинамическое совершенствование паровпуска цилиндра низкого давления паровой турбины на основе трехмерного моделирования. -Вестник НТУУ «КПИ». Машиностроение, 2002. Вып.42. Т.2. - с. 99-102.

62. Таунсенд А.А. Структура турбулентного потока с поперечным сдвигом. - М.: Изд. Иностранной литературы, 1959. - 399 c.

63. Технология FloEFD. [Электронный ресурс] // URL: http://cadflo.com/fileadmin/user_upload/user_day_2013/EFD_Technology.pdf (дата обращения: 31.01.2017).

64. Трояновский Б.М. Паровые и газовые турбины атомных электростанций: учеб. пособие для вузов / Б.М. Трояновский, Г.А. Филиппов, А.Е. Булкин. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 256 с.

65. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. - 2-е изд., перераб. и доп. -М:. Энергоатомиздат, 1990. - 640 с.

66. Филиппов Г.А. Направления совершенствования быстроходных паровых турбин АЭС / Г.А.Филиппов, А.С.Лисянский, О.И.Назаров, Ю.П.Томков // Энергетические машины и установки, 2008. №3. с. 3.

67. Чжен П. Отрывные течения Том II: пер. с англ. - М.: Мир, 1973. - 280 с.

68. Шерстюк А.Н. Расчет течений в элементах турбомашин. - М.: Машиностроение, 1967. -187 с.

69. Шлихтинг Г. Теория пограничного слоя: пер. с нем. - М.: Наука, 1974. - 712 с.

70. Щегляев А.В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: учеб для вузов, в 2 кн. - М.: Энергоатомиздат, 1993. - 384 с.

71. Юрик Е.А. Разработка и исследование путей повышения экономичности цилиндров низкого давления конденсационных паровых турбин. автореф. дисс. к.т.н.: 05.04.12. -Москва, 2009. - 20 с.

72. Advanced Immersed Boundary Cartesian Meshing Technology in FloEFD. 2011. [Электронный ресурс] // URL: http://cadflo.com/fileadmin/user_upload/mentorpaper_65169.pdf (дата обращения: 31.01.2017).

73. Balakin V. Verification and validation of EFD.Lab code for predicting heat and fluid flow / V. Balakin, A. Churbanov, V. Gavriliouk, M. Makarov, A. Pavlov // ICHMT International Symposium on Advances in Computational Heat Transfer, 2004.

74. Bernstrauch O., Struken D., Dr. Kloster R. Siemens Steam Turbine Generator Packages for Advanced Nuclear Power Plants // Atomexpo, 2010.

75. Clean Coal Technology [Электронный ресурс] // URL: http://carboncap-cleantech.com/Capacity%20Leverage%20Programme2/materials/Day%201/Clean%20Coal%20T echnologies%20-%20Mr.%20Hugh%20Kennedy%20.pdf (дата обращения: 31.01.2017).

76. Dr. A. Sobachkin, Dr. G. Dumnov. Numerical basis of CAD-embedded CFD. CAD CAE Integration: Meshing & Integration of Analysis into the Design Process. // NAFEMS World Congress, 2013.

77. Enhanced Turbulent Modeling in FloEFD. [Электронный ресурс] // URL: http://cadflo.com/fileadmin/user_upload/mentorpaper_65169.pdf (дата обращения: 31.01.2017).

78. Fiala J. Skoda supercritical steam turbine 660 MW // POWER PLANTS 2010, 2010.

79. FloEFD Aerospace Validation and Test-Cases. [Электронный ресурс] // URL: http://cadflo.ru/fileadmin/user_upload/6._addition._FloEFD_Aero_Valid_External.pdf (дата обращения: 31.01.2017).

80. Global renaissance of nuclear power position of steam turbine technology. [Электронный ресурс] // URL: http://www.indiacoreevents.in/bulletin/papers-tpi2009/Ira-Jaroslav-Skoda-Renaissance-of-Nuclear-Position-of-Steam.pdf (дата обращения: 31.01.2017).

81. Ivanov A.V. Validation methodology for modern CAD-embedded CFD code: from fundamental tests to industrial benchmarks / A.V. Ivanov, T.V. Trebunskikh, V.V. Platonovich // NAFEMS World Congress, 2013.

82. Leizerovich, A. Sh. Steam turbines for modern fossil-fuel power plants. The Fairmont Press, Inc., 2008. - 537 p.

83. Leizerovich, A. Sh. Wet-steam Turbines for Nuclear Power Plants. PennWell Corporation, 2005. -413 p.

84. Nuclear Power Plants. The Turbine Island. [Электронный ресурс] // URL: http://www.sfenjg.org/IMG/pdf/AFF2013-P-Anglaret-The_Turbine_Island.pdf (дата обращения: 31.01.2017).

85. Pioro I. Nuclear Power as a Basis for Future Electrical-Energy Generation in the World. Proceedings of ICAPP 2014, Paper 14381, pp. 2389.

86. Renewable Energies Agency [Электронный ресурс] // URL: http:// unendlich-viel-energie.de/media-library/charts-and-data/germanys-power-mix-in-2013 (дата обращения: 31.04.2014).

87. SolidWorks 2007/2008. Компьютерное моделирование в инженерной практике / А.А. Алямовский, А.А. Собачкин, Е.В. Одинцов, А.И. Харитонович, Н.Б. Пономарев. - СПб.: БХВ-Петербург, 2008. - 1040 с.: ил. + DVD - (Мастер).

88. Speidel L., Sholz N. Untersuchungen über die Strömungsverluste in ebenen Schaufelgittern. VDI-Forschungshefte 464, 1957.

89. Struken D. Steam Turbine Generator Packages for Advanced Nuclear Power Plants / D. Struken, O. Bernstrauch, Dr. R. Kloster // POWER-GEN Asia, 2010.