На XXVIII Международной конференции начальников турбинных цехов, прошедшей в Москве, обсуждены наиболее актуальные вопросы эксплуатации тепломеханического оборудования атомных станций российского дизайна
В работе конференции, организованной Концерном «Росэнергоатом», традиционно приняли участие представители российских и зарубежных АЭС, предприятий-поставщиков, научно-исследовательских организаций. В центре их внимания оказались вопросы надежности и повышения эффективности работы турбинного оборудования, определяющего в итоге показатели работы энергоблоков АЭС в целом. Подробно анализировались итоги работы оборудования в 2018-2019 годах и задачи на 2020 год. Рассматривались проблемы повышения КПД турбоустановок, минимизации потерь тепломеханического оборудования, обеспечения надежной и безаварийной эксплуатации ТМО, оптимизации сроков ремонтных кампаний. Для этого был привлечен богатый опыт эксплуатации турбинного оборудования Концерна, зарубежных компаний, новейших достижений отраслевой науки.
По традиции первый доклад был посвящен обеспечению надежности и эффективности турбинного оборудования АЭС Концерна «Росэнергоатом». Главный технолог Технологического филиала АО «Концерн Росэнергоатом» Владимир Соломеев проинформировал, что сегодня в Концерне эксплуатируются 38 энергоблоков установленной мощностью 30277 МВт. Среди них преобладают энергоблоки с реакторами ВВЭР – 21. Семь энергоблоков выведено из эксплуатации; в этом году будет выведен еще один – на Ленинградской АЭС. В прошлом году на атомных станциях Концерна «Росэнергоатом» выработано более 208 млрд квт.ч электроэнергии; за десятилетний период этот показатель вырос на 25 процентов. Доля атомной энергетики в общем объеме производства электроэнергии по стране составляет порядка 19 процентов. Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) энергоблоков вырос до 84 процентов. Количество учетных нарушений в работе АЭС снизилось с 51 в 2018 году до 43 в 2019-ом.
Наиболее значительным событием, которое нашло отражение как в отечественных, так и зарубежных СМИ, в прошлом году стало начало эксплуатации Плавучей атомной тепловой электростанции «Академик Ломоносов» с двумя реакторами КЛТ-40С разработки ОКБМ Африкантов и двумя паротурбинными установками Калужского турбинного завода. Общая мощность станции составляет 70 МВт; имеются значительные возможности по покрытию бойлерных нагрузок. В настоящее время плавучий энергоблок работает на город Певек, частично дублируя Билибинскую АЭС, с которой установлена связь по линии электропередач 110 КВ.
Существенный вклад в обеспечение производственных показателей Концерна вносит своевременная модернизация энергоблоков, в том числе турбинного оборудования. Из совсем недавних примеров – замена двух парогенераторов на третьем блоке Балаковской АЭС. Ремонт с элементами модернизации проводится сейчас на шестой турбине Смоленской атомной станции.
Суммарный задел и работа на завтра
Повышение эффективности работы тепломеханического оборудования и снижение эксплуатационных затрат – одна из основных задач модернизации: насколько же велики имеющиеся сегодня ресурсы? Докладчик обратил внимание на тот факт, что, например, высокие (до 1060 МВт) нагрузки по станциям с энергоблоками РБМК-1000 достигаются благодаря тому, что в свое время за счет замены лопаток 4 и 5 ступеней был поднят КПД турбоагрегатов. Практика, однако, показывает, что существующие резервы модернизации тепломеханического оборудования по АЭС Концерна близки к исчерпанию: все, что «лежало на поверхности» – например, замена турбинных лопаток длиной 850 мм на лопатки 1030 мм, уже реализовано.
По турбинам К-1000-60/1500-1(2) производства ПАО «Турбоатом» есть резерв примерно 9 МВт на блоке № 4 Балаковской АЭС при возврате 1-ой ступени на 104 процента, с выходом на 1100 МВт. Замена ротора высокого давления (РВД) на блоке № 2 Балаковской АЭС и на 3,4 блоках Ростовской АЭС способна дать 13 МВт. Суммарные ресурсы уже смонтированных турбин ПАО «Турбоатом» на сегодня составляют 22 МВт. При этом опыт модернизации ЦВСД (цилиндров высокого-среднего давления) турбогенератора № 14 энергоблока № 5 Нововоронежской АЭС показал, что модернизация не всегда приводит к реальному успеху. Из-за этого пока пришлось временно воздержаться от модернизации турбогенератора № 13. Прирост мощности более 15 МВт за счет КПД возможен только путем замены цилиндров и турбин.
Суммарные резервы турбин отечественного производства составляют 34 МВт. Резервы по повышению КПД турбин и их мощности практически отсутствуют. Прирост возможен только за счет доработки ЦВД и доработки или замены генераторов (с повышением мощности до 10 процентов).
По словам докладчика, большой прирост мощности может быть обеспечен только обширными реконструктивными работами – мелкой модернизацией многого не достичь. Например, по турбинам российского производителя, проекта АЭС-2006, предлагается замена восьми диафрагм пятой ступени ЦНД (на лопатки «с навалом»), эта замена должна принести 8 МВт. Но здесь, как и в случае с предполагаемой заменой диафрагм на сопловые лопатки с навалом по турбинам 3-4 блоков Калининской АЭС, которая должна обеспечить прирост в 5 МВт, существуют ограничения по генераторам. С точки зрения Концерна, их параметры производителем были выбраны не лучшим образом: если в зарубежных проектах мощность генератора на 10 процентов выше мощности турбины, то в российских проектах эти показатели равны.
Весомым «ограничителем» мощности также являются градирни, большого опыта работы с которыми Концерн раньше не имел. В частности, на энергоблоке № 3 Ростовской АЭС столкнулись с перегрузом градирни, с большими отложениями; пришлось менять все оросители, усиливать опорные конструкции; было принято решение разгрузить штатную башенную градирню на треть, и треть воды «пустить» на вентиляторные градирни. После проведения пусконаладочных работ и принятия в эксплуатацию этой градирни в начале следующего года ожидается дальнейшее снижение температуры охлаждающей воды на третьем блоке; исходя из результатов, будет приниматься решение по четвертому блоку Ростовской АЭС. В этом плане гораздо легче ситуация, например, на энергоблоке № 5 Ленинградской АЭС, имеющем две градирни и использующем морскую воду, что обеспечивает более устойчивую работу системы охлаждения в целом.
Докладчик напомнил, что атомная энергетика России сегодня существует в контексте роста мировых энергетических потребностей и необходимости обеспечения конкурентоспособности на международном рынке. В связи с этим по инициативе Концерна «Росэнергоатом», для разработки перспективных предложений по тепломеханическому оборудованию (ТМО), организована межотраслевая организация «Турбинный остров». Импульсом для ее создания стал сравнительный анализ работы китайской АЭС «Тяньвань», где на первых энергоблоках в 70-ых годах были установлены турбоагрегаты отечественного производства, а на последних – более современные машины, сделанные по японской технологии. Анализ показал существенную разницу в КПД турбин и выработке электроэнергии (порядка 60 МВт), в пользу более совершенных турбин. К этим показателям было привлечено внимание Росатома и Концерна. Выяснилось, что за счет мелких работ можно «найти» 10-15 МВт, но радикально перекрыть 60 МВт можно только путем замены проточной части турбин, в том числе, за счет увеличен
ия количества турбинных лопаток. В настоящее время рабочая группа готовит предложения по разработке технического задания под перспективный блок, который был бы конкурентоспособен по экономичности лучшим зарубежным образцам.
ДПМ: чтобы не было проблем
Большое значение для Концерна сегодня имеет работа энергоблоков, входящих в программу договоров на поставку мощности (ДПМ). Все последние блоки, начиная с четвертого энергоблока Калининской АЭС, строились с привлечением значительных инвестиционных средств. Чтобы быстрее их вернуть, предусмотрены более высокие тарифы, в то же время за невыполнение обязательств предусматриваются жесткие санкции. Поэтому одной из главных задач Концерна на сегодня является обеспечение надежной и устойчивой работы энергоблоков ДПМ.
Докладчик обозначил проблемы, возникающие на уровне проектировочных решений по тепломеханическому оборудованию на блоках ДПМ, в частности, отсутствие клапанов с гидравлической разгрузкой на питательных узлах. Проблемными областями могут быть также соблюдение режима хранения и настройка при монтаже оборудования. Из-за этого, например, происходила деформация сильфонных сдвиговых компенсаторов Ду1200, Ду1800 турбин К-1200-6,8/50. Предлагается учет перемещений при монтаже – выполнение предварительного натяга. Практически на всех турбинах российского производства, начиная с энергоблока № 4 Белоярской АЭС, были выявлены дефекты по заливке опорных подшипников. Программа повышения качества продукции, реализуемая российским производителем, призвана устранить этот и другие недостатки.
Как по маслу?
В фокусе внимания участников оказалась также тема огнестойких масел, которые применяются на атомных станциях в системах регулирования турбин и обеспечивают эффективную работу оборудования в условиях высоких температур. Эти импортные масла, по словам Владимира Соломеева, «дорого стоят, капризны, легко обводняются и теряют свои свойства». В то же время сегодня все турбоагрегаты российского производства, системы их регулирования и смазки, работают на огнестойкой жидкости. На зарубежных турбинах огнестойкая жидкость применяется в системе регулирования (область более высоких температур и более высоких давлений), остальные системы работают на нефтяных маслах.
Высокая стоимость делает безусловно необходимым экономичное применение огнестойкой жидкости. Хороший пример в этом плане – харьковская турбина К-220, установленная на турбогенераторе № 6 Кольской АЭС, которая в течение 12 лет надежно, без проблем, работала на одном и том же масле. Докладчик связал это с продуманной конструкцией концевых уплотнений турбогенератора. Подобную надежность и плотность предстоит обеспечить и российскому производителю турбин.
К отработке именно таких систем Концерн привлек НПО «Унихимтек», созданное при Московском государственном университете. В сотрудничестве с этим предприятием, например, сейчас решается вопрос с проблемными торцевыми уплотнениями (ТУ) на насосах KSB энергоблока № 4 Белоярской АЭС. В 2019 году выполнены изготовление, сертификация, поставка и монтаж модернизированных торцевых уплотнений производства НПО «Унихимтек» взамен ТУ «Eagle Burgmann». Опытная эксплуатация модернизированных ТУ в течение четырех месяцев показала их стабильную работу.
Современные арамидные уплотнения разработки того же Унихимтека применены в насосах борного регулирования на Ленинградской АЭС, что также значительно повысило плотность этих устройств.
Вибрационная надежность
Не в первый раз на конференции турбинистов прозвучала тема вибрационной надежности машин. Как уже отмечалось, за все время эксплуатации энергоблоков Концерн «Росэнергоатом» не имел серьезных проблем из-за повышенной вибрации, она ни разу не являлась источником каких-то крупных эксплуатационных осложнений, отказа оборудования. Тем не менее, есть небольшое количество замеряемых параметров, которые находятся на границе нормативных значений. Наиболее проблемными являются опоры возбудителей турбогенераторов атомных станций с энергоблоками РБМК. Для снижения вибрации российским производителем разработаны полосовые виброгасители на возбудители, которые уже установлены на восьмом турбогенераторе Ленинградской АЭС.
В прошлом году было внесено изменение в СТО по вибрации по возможности работы в диапазоне виброскорости от 4,5 до 7,1 мм/с определяющим мнением завода-изготовителя вплоть до состояния на работу более 30 разрешенных суток исходя из условий эксплуатации.
Проблему вибрационной надежности Концерну объективно надо решать, поэтому на конференцию были приглашены специалисты из наладочных организаций.
Как модернизировать?
О своей работе и взаимодействии с Концерном рассказали на конференции представители предприятий-поставщиков. В частности, с новыми предложениями по модернизации турбин АЭС познакомил участников форума главный конструктор паровых и газовых турбин ОАО «Турбоатом» Виктор Швецов. Одно из таких предложений – модернизация ЦВД турбины К-1000-60/1500-1 Калининской АЭС, направленная на повышение мощности, экономичности, надежности, увеличение межремонтного периода (до шести лет), срока службы (до 60 лет) турбоагрегата. Отличительной особенностью модернизации ЦВД турбин Калининской АЭС является сохранение вала ротора ВД. Это решение позволяет использовать резервный ротор, имеющийся в распоряжении атомной станции. При этом обеспечивается реализация современных технических решений с использованием существующего оборудования, сохраняющего показатели надежности при длительной эксплуатации.
Модернизация должна быть малозатратной, с максимальным использованием существующего оборудования, считает Виктор Швецов. Как показал опыт, вариант с использованием резервных роторов является самым эффективным. Это было подтверждено на Балаковской АЭС и болгарской АЭС «Козлодуй». Сейчас на харьковском заводе в работе находятся три резервных ротора – ротора высокого и среднего давления для блока № 2 Южноукраинской АЭС и ротор высокого давления для Запорожской АЭС. Это позволяет заниматься формированием новой проточной части и обеспечивать повышение эффективности оборудования, продлевать срок его эксплуатации. Прирост мощности, по результатам модернизации цилиндра высокого давления, на турбину, если «отбросить» его от повышения тепловой мощности реактора, гарантируется не менее 12 МВт, во всем диапазоне изменения температуры охлаждающей воды.
Харьковчане считают также возможным проведение на вышеупомянутой турбине Калининской АЭС модернизации цилиндра среднего давления, обещая при этом прирост мощности около 10 МВт и повышение экономичности. Референтным обоснованием, по их мнению, является проведенная ранее модернизация проточной части ЦСВД турбины № 14 энергоблока № 5 Нововоронежской АЭС, где прирост мощности составил 16,8 МВт.
Фактически те же решения предлагаются для модернизации цилиндра высокого давления турбин второй модификации (К-1000-60/1500-2(2М) на Балаковской и Ростовской атомных станциях.
С чем идем в завтрашний день?
О текущей ситуации в части проектирования и изготовления атомных турбин, предложениях по модернизации существующих энергоблоков, перспективных новых машинах, а также применении рабочих жидкостей в маслосистемах турбоагрегатов АЭС рассказали представители отечественного турбостроения.
Основные направления, по которым сегодня идет работа, это повышение единичной мощности, увеличение ресурса и повышение КПД тепломеханического оборудования, а также снижение затрат на строительство машзала, отметили докладчики. Турбины производятся серийно, на современных производственных площадках, непрерывно производится модернизация оборудования: недавно построен новый цех для изготовления тихоходных машин.
Сегодня у отечественного производителя есть несколько серий турбин, которые отличаются параметрами пара и мощности. Это, например, агрегаты мощностью 1000 МВт. Один из них, на Тяньваньской АЭС в Китае, в отдельные годы работал с коэффициентом готовности, достигающим 100 %. Эта турбина готова перейти на 18-месячный цикл обслуживания. Уникальные проекты турбин созданы также для АЭС «Куданкулам» в Индии и других атомных станций.
В рамках проектирования современных машин появилось много технических решений, которые предлагается внедрить при модернизации действующих АЭС. Так, комплексная модернизация турбины серии К-1000 позволяет поднять мощность энергоблока на 1,2 процента: такая возможность появляется при замене проточной части высокого и низкого давления. Внедрены современные программные продукты по трехмерному проектированию; накоплен богатый опыт газодинамических расчетов; оптимизируются решения по профилированию направляющих аппаратов, рабочих лопаток; идет работа над снижением протечек в монтажных уплотнениях. Сегодня отечественные производители обладают богатыми возможностями по отработке технических решений на собственной стендовой базе.
Запланирована широкая инвестиционная программа по внедрению новых решений. К ним относятся, например, контактные уплотнения, позволяющие работать с минимальными зазорами, по турбинам мощностью 1200 МВт. Это современная турбина, поэтому повышение КПД при ее модернизации несколько ниже, чем по агрегату мощностью 1000 МВт, тем не менее, прирост мощности энергоблока при модернизации проточных частей в этом случае достигает 0,8 процента.
Также разработан новый проект турбины мощностью 1200 МВт, где снизили потери в выхлопных патрубках – поэтому новые турбины серии 1200 МВт эффективнее на 1,5 процента, чем прежние.
В настоящее время отечественные производители занимаются новой титановой лопаткой длиной 1200 мм со снайбером. Опытная партия запущена в изготовление, в 2021 году пройдут испытания на установке вибрационной настройки. При проектировании этой лопатки повышена аэродинамическая эффективность профилей рабочей части и направляющего аппарата, что позволяет повысить КПД паротурбинной установки на 1 процент при замене ступени низкого давления.
Продолжается работа по созданию тихоходной турбины для Курской АЭС, по проекту ВВЭР-ТОИ. Построен сборочный стенд, сварены ротора, изготовлены основные крупногабаритные детали. В нынешнем году турбина будет собираться на натурном стенде. Для нее разработана уникальная лопатка последней ступени – предельной длины. Лопатка уже изготовлена и прошла полный цикл испытаний на стенде, при моделировании всего ЦНД, причем испытания были на различных режимах работы и с перегрузкой до 110 процентов, с работой на ухудшенном вакууме, с траверсированием, замером КПД и вибраций на всех режимах. Испытания показали высокую надежность и эффективность этой лопатки.
В одном из докладов также было рассмотрено применение рабочих огнестойких жидкостей в маслосистемах турбоагрегатов отечественного производства для крупных энергоблоков АЭС. В этом выступлении нашло отражение текущее состояние дел в эксплуатации огнестойких жидкостей на основе акрилфосфатов, предложения отечественного производителя по повышению ресурса работы огнестойкой синтетической жидкости, вопрос о переводе системы смазки турбоагрегата крупных блоков АЭС с огнестойкой жидкости на минеральное турбинное масло.
Ценный опыт
С информацией о событиях, прошедших на зарубежных АЭС в 2019 году, выступил на конференции советник Московского центра ВАО АЭС Михаил Исаев.
О своих наработках по системам вибрационной диагностики рассказали представители ОАО «НПО ЦКТИ». Отдельной темой для обсуждения стала борьба с биопомехами, которые осложняют работу ТМО. Концерн уделяет пристальное внимание изучению и предупреждению биологической активности в системах технического водоснабжения атомных станций. С динамикой источников биопомех этих систем познакомили собравшихся представители Санкт-Петербургского научного центра РАН и ООО НТЦ «Техноэкотон».
Итогам работы и мерам по обеспечению безопасной, надежной и экономичной эксплуатации тепломеханического оборудования были посвящены многие выступления представителей отечественных и зарубежных АЭС.
Учет богатого опыта эксплуатации турбинного оборудования Концерна, зарубежных компаний, новейших достижений отраслевой науки позволяет конструкторским организациям, предприятиям-изготовителям постоянно повышать качество нового оборудования, а вместе с тем обеспечивать передовые показатели действующих и новых энергоблоков и наращивать их конкурентоспособность на мировом рынке. Такой вывод можно сделать по итогам работы конференции турбинистов.
Юрий Тетерин, заместитель директора по производству и эксплуатации АЭС – директор департамента инженерной поддержки АО «Концерн Росэнергоатом»:
— Конференция начальников турбинных цехов подтвердила высокую эффективность обмена опытом, внедрения новых современных технологий, стала площадкой для дискуссий по наиболее актуальным вопросам эксплуатации и модернизации тепломеханического оборудования АЭС. Такие встречи в настоящее время очень важны — прежде всего, потому что мы продлеваем эксплуатацию энергоблоков, и за оборудованием, работающим уже вне проектных сроков, нужен более тщательный контроль. При длительной эксплуатации энергоблоков неизбежно возникают и новые вызовы. Это, например, борьба с биопомехами. Образование различного рода отложений и обрастаний в теплообменном оборудовании значительно снижает эффективность работы систем охлаждения АЭС. Наибольший вред им наносит моллюск дрейссена. На одних наших станциях, таких, как Курская, Калининская АЭС, имеется большой опыт борьбы с дрейссеной — на других такого опыта нет. В частности, это относится к Белоярской АЭС, где в последнее время резко обострилась проблема биообрастаний. Чтобы сохранить ответственное оборудование, которое влияет на разгрузку энергоблоков, необходимо создавать фильтрующие барьеры. Для Белоярской АЭС мы разработали специальный план по борьбе с биопомехами, который необходимо реализовать за 2-3 года (длительность работы обусловлена препятствующей установке новых фильтров компоновкой оборудования). При реализации намеченных мероприятий на атомной станции обязательно должен быть учтен опыт других АЭС Концерна.
Эта работа тем более необходима, что речь идет о блоках, работающих по программе договоров поставленной мощности (ДПМ). Обеспечение надежной эксплуатации энергоблоков ДПМ – задача государственной важности, поскольку в противном случае мы получим серьезные экономические убытки для Концерна.
Актуальной проблемой для станций является также очистка тепломеханического оборудования, прежде всего конденсаторов турбин, от механических, биологических, соляных отложений. Конечно, очень важно, что участники конференции «из первых уст» услышали о мероприятиях, которые были реализованы в 2019 году, и планах на 2020 год, задачах, которые будут решаться на новых энергоблоках. Радует, что на конференции присутствовало много представителей предприятий-поставщиков, поддерживающих организаций – вместе, на заседаниях и в кулуарах, мы можем обсуждать и решать любые вопросы.
Алексей Комольцев для журнала РЭА
